2021年以來，中央和地方層面出臺了多項支持儲能發展的政策，山東、廣東、江蘇、浙江等地都積極開展儲能示范應用。但從各地實際數據看，儲能還存在投資成本較高、商業模式不清晰、市場機制不完善、盈利模式較少等問題，這在一定程度上制約了儲能行業的發展。

 

在國際上，目前美國加州和英國等地區表前儲能發展形勢好、市場大、機制相對成熟。2016年以前，由于技術原因的限制及扶持政策不完善，美國大規模儲能應用也存在重重障礙，此后由于電網老舊和新能源發電占比逐年提升，迫切需要配備儲能以協助消納，滿足電網調度需求，美國能源部、聯邦能源監管委員會和加州公用事業委員會等機構通過制度改革推進儲能商業化，推動了美國特別是加州儲能市場的快速發展，值得我國借鑒。

 

本文首先分析加州電池儲能的發展情況、電網投入儲能的物理原因，然后分析政府的強制性配儲計劃和政策支持，以及儲能的物理表現，再對加州儲能的商業模式和具體案例盈利情況進行分析，最后結合加州電池儲能快速發展歸納對我國的啟示。

 

一、加州電池儲能發展情況及投入電網的原因

 

美國是全球最大、增速最快的電池儲能市場。2021年底表前電池儲能規模為5.7GW/13.6GWh，占全部儲能的84%。加州是美國表前電池儲能發展最快，體量最大的市場之一。加州電力市場在2021年新增表前電池儲能近2.4GW，是上年新增規模的12倍以上。截止至2022年9月加州有超過3GW儲能并網。目前，電網中幾乎所有的電池儲能都是3-4小時儲能，這與加州太陽下山到晚間負荷高峰的時間基本匹配。

 

加州本地電源裝機容量中，天然氣發電、非化石能源發電各占接近一半。加州日照時間長，平均日照峰時超過5小時，電源裝機為80GW，其中太陽能發電裝機接近14GW，約占17%。此外，加州是電力受入州，外購電量占全年用電量的32%左右。在一年之中，風光發電出力占全部電源出力的比重最大能達到66%，因此加州是典型的高比例新能源發電系統。日負荷在晚間達到峰值，導致從太陽下山開始需要氣電大量、快速地投入系統進行平衡調節。電池儲能非常適合加州市場，它能夠將大量的光伏發電量時移至用電高峰期。

 

加州近年來受氣候變化影響，高溫、干旱導致山火頻繁、水電發電量下降，天然氣發電廠承受較大壓力。2015年阿里索(Aliso Canyon)天然氣儲氣庫地下管套破損，引發天然氣多次、較大規模泄露，導致加州電網不堪重負。受環境及極端事件影響，加州多次遭遇較大規模停電，亦因此促進了儲能配置，以支撐電力供應。

 

加州是美國最富裕的州，在清潔能源方面，一直是美國標準嚴格、政策積極、技術創新最領先的州。2010年加州就開始研究實施公共事業公司儲能強制采購計劃。

 

2010年加州政府通過法令，要求州公用事業委員會（CPUC）研究制定高效、低成本儲能技術的強制采購方案。此后CPUC花費2年時間，組織研究儲能的成本、應用場景、經濟性、效益，采購目標的規模、機制等問題。2013年10月，CPUC制定儲能強制采購目標計劃，要求大型電力公司在未來2020年前共采購1325MW的儲能容量（相當于最大負荷的1.64%），之后將目標值增加了500MW容量。CPUC要求儲能至少提供4小時備用容量，以增加系統供電穩定性。

 

儲能強制采購計劃的主要實施對象是獨立公用事業公司（IOUs），同時鼓勵小型電力公司（POUs）制定儲能采購計劃。CPUC對儲能項目的評審標準包括對于電網優化運行、可再生能源并網等目標的貢獻度。

 

儲能強制采購計劃有力地推動了加州儲能項目的快速規劃、部署，對推動儲能應用、構建長期穩定的儲能市場起到了良好的政策示范效應。美國多個州也效仿加州，制定發布了儲能采購計劃。

 

二、支持儲能發展的政策

 

美國聯邦投資稅收抵免（ITC）政策對于新能源配置儲能的項目，最高可以抵減30%的前期投資額，大型電力公司配置的儲能項目也可享受ITC補貼。電池儲能系統必須在一年內至少有75%的時間由太陽能發電設施充電而不是電網充電，才能獲得ITC的資格。根據美國國會最新動向，ITC政策將繼續實施至2034年。

 

2008年聯邦政府為儲能進入電能批發市場提供制度保障，2013年提出輸電網運營商可以選擇從第三方直接購買輔助服務并明確了電儲能提供輔助服務的結算機制。2018年聯邦能源管理委員會（FERC）發布841號法案，要求系統運營商消除儲能參與容量、能量和輔助服務市場的障礙，法令規定在考慮物理和運行特征的基礎上，允許電儲能參與容量、電量、輔助服務市場，并基于市場價格對其服務進行相應補償。

 

由于各州電力系統特點不同，更多具體的儲能政策由各州政府制定。除儲能強制采購計劃外，加州還出臺了不少激勵性措施。戶用儲能可以參與加州自發電激勵計劃（SGIP）獲得補貼。按照聯邦能源管理委員會（FERC）的要求，CAISO在現有的市場規則之下完善了儲能參與市場的規則。

 

三、加州儲能的物理表現及發展規劃

 

根據CAISO報告，2022年夏季加州最大的發電資源是天然氣發電，占夏季最大高峰可用容量的55.8%；其次是水電，占13.3%，太陽能發電占10.9%，基于其有效承載能力，電池儲能占6.0%，核電占4.5%，風電占2.7%，需求響應占2.2%，地熱能發電2.2%，生物燃料發電1.2%，油電0.2%（見圖3）。

 

電池儲能系統能夠提供系統容量、輔助服務和靈活容量。其中輔助服務根據服務性質可以分為有功、無功、黑啟動三類，有功服務又可以進一步分為一次調頻、二次調頻等，儲能參加輔助服務維護了電力系統的安全穩定運行，進一步保證電能質量。

 

儲能在加州還用于應對突發的電力緊缺。2021年7月9日，俄勒岡州南部發生森林火災，該州中斷了三條州際輸電線路的供電，導致加州電力緊缺，CASIO發布緊急警報并快速調度1GW儲能幫助供電。在森林火災發生后的半年內，加州大規模部署了電池儲能。

 

加州公共事業委員會（CPUC）已根據其綜合資源規劃（IRP）流程批準了該州的首選系統計劃（PSP），未來十年該州將新增18.9GW公共事業規模太陽能和15GW表前儲能。也就是說2032年電池儲能裝機是2021年底的7倍以上，這將在很大程度上改變電力系統的運行，從側面反映了儲能在加州電力系統發揮了積極作用，并受到系統運營商和州政府能源主管部門的認可。

 

四、加州儲能的商業模式和盈利情況

 

加州儲能市場商業模式多樣，當前項目收入主要來自于參與調頻市場，其次是為滿足發電充裕度，簽訂雙邊采購合同，最后是進入電能量市場通過電價套利（見圖4）。目前加州電能量市場電價差較小、高電價持續時間不長，不足以覆蓋儲能成本。未來隨著可再生能源棄電的增加，或現貨市場價格波動幅度的增加，儲能在電能量市場的參與度和收入可能會提升。從調查中發現，在加州商業上可行的儲能項目關鍵在于確保容量服務合同，并在能量、調頻等多個市場中調度資產。

 

從市場交易變化趨勢來看，儲能在2021年收益變化特征如下：

 

①自2021年起，儲能項目從能量轉移和價格套利服務中獲得的收入，比調頻收入更多。這是因為調頻價格在2020年和2019年較高，但在2021年有所下降。由于未來輔助服務收入回報可能會更低，儲能運營商正在尋找其他機會。②就單個項目而言，Pomona等早期儲能項目在批發市場獲得的收入在2018年達到峰值，2021年略有降低（見圖5）。這是因為參與輔助服務的儲能數量超過了市場所需的規模，新增儲能項目的規模越來越大，壓低了儲能參與輔助服務的價格。③盡管極端電價飆升時期顯著提高了2020年和2021年的收入，卻令儲能運營商越來越依賴在幾天內獲得較高的回報。隨著收入不確定性增加，容量合同收入等穩定性收入對儲能變得至關重要。

 

總體來看，儲能沒有單一的最佳調度策略。在CAISO儲能有很多方式參與市場，并帶來可觀的收入。而國內儲能項目收益與加州項目存在較大差距。為了進一步做儲能項目商業量化分析，下面選取加州較早投運的項目來觀察收益及變化情況。為便于橫向比較，項目收益和成本均折算為單位兆瓦的數值。2018-2020年，Pomona項目的批發市場年收入為36.1萬~39.7萬美元/MW，充電成本為1.9萬~5.2萬美元/MW，年度凈收益為33.9萬~37.7萬美元/MW（見圖5和表1）。

 

根據2022年7月山東電力交易中心披露的的獨立儲能參與山東電力市場年收益測算，某100MW/200MWh儲能電站（簡稱為A項目）目前收入包括容量租賃、現貨市場價差、容量補償收入三部分。其中，容量租賃單價為300元/kW，按20%比例租賃，容量租賃費約600萬元；現貨市場收益為1256萬元；容量補償收益為300萬元，項目年度凈收益合計為2156萬元（折合3.32萬美元/MW），距項目盈虧平衡點凈收益6000萬元人民幣（折合9.23萬美元/MW）尚有較大差距。

 

由此可見，加州Pomona項目年收益是山東A項目的11倍，Pomona項目能取得可觀的收入主要原因是容量服務合同收益高 （容量服務合同收益占批發市場收益的35%-40%）、充放電價差大、放電持續時間相對較長（是山東A項目時長的2倍），調頻收入高。

 

 

 

 

 

五、對我國儲能發展的啟示

 

電池儲能發展既由電力系統發展階段及資源稟賦等因素決定，也受發展戰略導向、政策和市場機制等因素影響。不同國家或地區，需根據自身國情采取合適的推動儲能發展的模式。加州儲能快速發展是加州電力系統發展階段、資源條件推動的產物，政府也實施了針對特定對象的強制性配儲計劃、投資補貼政策及其他激勵措施，并通過制定儲能發展規劃，完善政策和市場機制等保證儲能有合理的利潤和生存空間。我國太陽能發電較多的地區未來在靈活性資源和調節容量等方面與加州有相似需求，建議： 

 

第一，有需要、有條件的地區對儲能示范性項目給予財政稅收等政策支持。目前我國對儲能的總體需求并不強烈，儲能的生存高度依賴市場電價和政府財稅政策支持，而社會對電價上漲的承受力有限，現有外部環境難以支持較大規模的儲能投入電力系統。儲能是國家戰略性新興產業，現階段需要政策扶持和示范效應。政府應積極對示范性儲能項目給予財稅支持，但也要控制補貼規模和范圍；同時可授權相關機構跟蹤受惠項目運營數據，研究儲能與新能源協調運行技術、儲能發展機制、儲能對于電網優化運行、可再生能源并網的貢獻、儲能充放電策略優化等，為未來儲能大規模發展打下良好基礎。

 

第二，創新儲能成本分攤機制和商業模式，提升項目的經濟性。國內儲能電站參與的輔助服務類別少，盈利模式單一，沒有合理的收益，社會主動投資意愿不高。建議采用多收益疊加模式，增加儲能項目收益，提升儲能發展的積極性；對電網替代型儲能項目成本通過輸配電價回收。

 

第三，推動各地完善儲能發展的政策框架。我國對于儲能項目落地性支持政策仍不完善，而各省電源結構存在較大差異，具體政策的制定需要因地制宜，以地方為主、立足實際。建議①各省能源主管部門通過研究、示范項目建設、與利益相關方廣泛探討，制定儲能中長期規劃和相應政策；②針對不同位置和服務的儲能，制定專門的政策；③探討快速調頻、爬坡等輔助服務品種的設立，進一步豐富儲能未來可參與的服務品種，完善市場機制和電價補償機制，不斷挖掘儲能應用的價值。