欧美储能模式经验及其对山西储能发展的启示*

李 琪

（山西省社会科学院，山西 太原 030032）

为深入贯彻落实习近平生态文明思想，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，实现“3060 双碳”目标，持续构建清洁高效的高比例可再生能源系统，推进可再生能源为主体的新型电力系统形成，促进新能源增长、消纳和储存协调有序发展是当前和未来较长一段时间内能源变革的关键着力点，而风电、光伏等新能源的随机性和波动性对电力系统安全稳定、经济高效运行造成的风险也随着新能源并网比例增加而不断扩大。随着源网荷储一体化深度协调互动，灵活的能源系统新模式将催生大量储能应用场景与装配需求，未来全球储能产业将快速发展。

1 全球各地储能规模及政策现状

截至2020 年底，储能累计装机规模全球累计191.1 GW，其中抽水蓄能占比超过90%，电化学储能累计装机占比仅约7.4%。欧美发达国家储能产业增长迅猛，全球市场呈现美国、欧洲、中国领先发展的局面。2020 年疫情影响减弱，全球储能新增装机功率和新增装机容量成倍增长，中国、美国和欧洲三者合计新增投运项目占全球新增投运储能项目约86%，三大巨头项目总规模均突破新高，各自超过1 GW 大关。

目前，一些国家已颁布多项新能源配置储能激励政策和规划，诸多海外储能项目已具备良好的经济性。美国从联邦到各州储能政策持续出台，多个州储能规划已超1 GW；欧洲各国燃煤等传统能源的逐步退出促进了欧洲储能产业的蓬勃发展，2020年欧洲储能凭借累计装机容量6.15 GWh，成为全球累计储能装机规模最大的市场；澳大利亚和日本的储能建设也在持续建设中。

1.1 欧美储能应用现状

2020 年美国储能新增装机功率再创新高，达到1 GW，累计装机功率全球第三。作为储能行业主要市场之一，根据统计，2020 年美国电化学储能新增装机功率达1.1 GW，突破1 GW，新增装机功率和新增装机容量增长迅速，成为仅次于欧洲和中国的全球第三大储能市场。美国的抽水蓄能目前依然是主体支撑地位，预计未来发展潜力最大和速度最快的将是电化学储能，而储能市场最大的州是加利福尼亚州，其装机容量占全国容量的60%。

2020 年欧洲储能装机容量持续突破，累计装机功率依然全球领先。作为储能行业全球最大市场，储能新增装机功率2020 年突破1.23 GW，同比增长9.8%；新增装机容量为1.86 GWh，同比增长18.4%。分国家看，英国的表前储能市场和德国的家用储能市场发展迅速，2020 年德国新增装机占欧洲新增储能装机量的51%，英国占24%，两者合计占比高达75%，德英成为欧洲储能市场的主要贡献国。

1.2 欧美储能政策概况及要点梳理

美国联邦政府自2006 年起实施投资税收抵免政策（InvestmentTaxCredit，ITC），目前ITC 政策已经推广至新能源与储能的混合项目，推动了新能源配置储能。2018年，美国联邦能源管理委员会发布841 号法令，要求消除储能进入容量、能量和辅助服务市场的相关障碍，保障储能公平参与电力市场竞争。2020年，美国能源部正式推出储能大挑战路线图，保障美国在全球储能领域的领导地位。2021年9 月美国能源部公布“长时储能攻关”计划，计划努力在10 年内将储能时间超10 h 的储能系统成本降低90%以上，并提供116 亿美元用于解决技术障碍。2021 年11 月美国众议院通过了《重建美好未来法案》，对高于5 kWh 的储能系统给予最高30%的ITC 退税政策，这是首次针对储能制定单独的ITC 退税。美国储能激励政策见表1。

表1 美国储能激励政策

欧洲各国也推出了多项支持储能发展的政策。《巴黎协定》签署后，欧盟各国都推出了各自的激励政策支持储能发展，如德国明确了可再生能源补贴计划并制定相关法律，英国提出“清洁增长战略”等。

为推动实现本国碳中和承诺，欧洲各国相继提出落后火电淘汰计划，甚至核能关闭计划，来促进本国的能源结构转型。英国2017 年推出了智能灵活能源系统发展战略[1]，明确储能的性质并消除发展障碍，提高电网兼容性，又于2020 年提出取消容量限制要求。欧洲各国储能政策见表2。

表2 欧洲各国储能政策

2 欧美国家发展模式经验和驱动因素

1）美国：补贴政策叠加成熟市场机制，提升储能经济性。美国储能发展动力一方面来源于精细化的储能补贴、减税、扶持政策，直接降低了储能的建设成本，带动储能系统普及；另一方面来自成熟的市场化机制带来储能地位的明确和获利方式的稳定。

美国能源信息署（Energy Information Administration，EIA）数据显示，加州2001 年开始启动自发电激励计划（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP），激励用户侧分布式发电。自发电激励计划为美国分布式储能商业模式形成奠定了基础，补贴也吸引了大批的资本流入储能领域。2017 年10月，美国推出的投资税收减免政策直接提升了储能项目经济性，并合理设置了逐年递减的减免比例，促进储能项目平稳发展。

美国通过补贴促进储能产业市场化，从而形成了较完善的储能市场机制，储能可通过能量市场、电力辅助服务、峰谷套利和输配电价方式获利。另外，电力市场的稳定成熟也为美国储能作为独立主体参与市场并获利奠定了良好的基础。美国电力体系由联邦、州两级层面的市场体系构成，由一体化的公司统一管理电力的发输配售。美国841 法令明确储能可以参与所有电力市场，此法令一方面赋予了储能和其他主体一样的市场地位，允许储能参与能量、容量、辅助服务市场；另一方面将储能的准入门槛从1 MW 降低至100 kW，这一举措有利于储能市场主体量迅速增长，从而激发市场活力，优化行业资源配置，提高效率。

2）英国：消除障碍，创新商业模式，引领表前储能市场发展。英国表前储能市场是欧洲体量最大的市场。英国2016—2020 年相继提出消除储能发展障碍、提升价格信号功能、减少储能项目选址开发障碍等多项目标。2020 年取消英格兰地区50 MW和威尔士地区350 MW 以上储能项目容量限制，减少准入障碍，为英国表前储能市场快速发展奠定基础。同年，取消储能双重收费制度，储能设施仅需要承担发电端的费用，并且优化其调频辅助服务市场规则。通过这一系列消除储能障碍的手段，使得英国大型储能项目商业模式逐渐兴起，大规模储能项目成为主力军，储能参与辅助服务市场也开始逐渐成型。

3）德国：补贴政策叠加高昂电价，催生用户侧储能迅猛发展。德国是全球最大的户用侧储能市场。2020 年德国新增电化学储能626 MW/1.1 GWh，同比增加36%，其中户用储能新增规模占比极大，为552 MW/1.02 GWh，家庭储能系统累计安装超30万套。根据统计，2015—2019年，德国户用储能系统成本下降近40%。德国政府政策补贴与高电价是德国用户侧储能市场快速发展的主要原因。一方面，德国多次提出光储补贴计划，支持用户侧储能系统安装；另一方面，因为高额税收政策，导致零售电价飙涨，德国成为全欧洲大陆户用电价最高的国家。户用储能既可以通过消耗太阳能等清洁电力降低居民电费，又具备一定的独立性，可以实现房屋稳定供电。

欧美国家储能得以高效稳定发展，可以总结为以下驱动因素：一是欧美各国相继推出多项补贴和优惠政策，激励本国储能企业发展和资本流入，并且优化营商环境，科学设置可持续的规划和激励机制，形成储能获利通道，扩大市场需求，促进本国储能市场快速发展；二是为储能提供成熟稳定的电力现货市场、辅助服务市场，明确储能主体地位，放宽市场准入限制，提供多元化电力产品为储能融入奠定基础，形成储能持续可靠的收益来源；三是得益于前期投资和上述市场因素，其储能项目目前已经具有较强的经济竞争性，形成收益高、补贴稳定、预期成本持续下降的市场形态，整体获利显著，市场积极性高昂，促进了本国储能快速发展。

3 对山西储能发展的启示

1）补贴政策设计需要精细化。经验证明，出台补贴政策推动储能的发展，可以有效促进社会资本流入储能领域，将储能发展风险从企业转移到资本，激励相关企业建设储能设施的积极性。在设计补贴政策时，需要精细化设定：首先要分阶段补贴，明确补贴时间和方式，可以设立基于储能系统效率的补贴奖惩结构；其次要对补贴对象设置规模类门槛、技术指标类门槛，避免对低效率落后技术的补贴，确保通过补贴达成储能高新技术的推广应用和对科技创新的支持，从而形成储能发展长效机制；最后要规避为获得补贴款而建设的储能项目，可设置单个项目补贴总额限额等制约条件。通过精细化补贴政策架构设计和贯彻实施，才能真正达到促进储能长效发展的效果。

2）形成有效的标准模式和监管考核体系。当前储能产业发展迅猛，但储能长期稳定运行的效果还存在一定的不确定性，目前储能相关的一些标准规范、检测认证等要求仍处于缺失状态，要根据能源转型的不同阶段统筹规划储能标准要求。要规范储能设计标准和运行标准，在设计标准中充分考虑并网管理要求，明确规范储能的调节性能和运行耐受能力，形成多元化的、可以匹配不同应用场景的储能技术，统一规范调度细则和监督考核规定，完善系统安全要求，降低集成、运维风险，充分发挥储能的运行效果。

3）以项目为抓手，鼓励储能市场化应用，创新商业模式。储能带来的经济性不仅要从自身考虑，还要考虑到优化电力系统整体性能、降低清洁用电成本、支撑能源清洁转型所产生的效率提高。据《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，储能的独立市场主体地位得到确认，催生了火电配储和共享储能等商业模式发展。未来储能是向着储能、电网、交易一体的整体方案方向发展，山西应充分利用“新能源+储能”试点示范契机[2]，结合新型电力系统需求，借鉴已有的成熟商业模式，组织实施一批不同类型的储能示范项目，促进大规模多场景广泛应用，因地制宜探索灵活多样的商业模式，在规范储能的安全性前提下，探索共享储能、云储能、电动汽车储能等新模式，创新各类辅助服务品种，流畅衔接可再生能源比例的增加；积极探索和发展“风电+光伏+储能”“分布式+微网+储能”“大电网+储能”等发储用一体化的商业模式[2]。通过组织推进储能示范项目，分析经验和问题，在省内培育契合本省能源特点的储能商业模式[3]，打造储能产业集群。

4）优化政策环境和市场机制。储能正处于行业爆发临界点，需要做好全省储能产业整体规划。根据山西省电网、电源装机及电力负荷增长预测，做好储能产业发展规划，出台本省指导意见和扶持政策，促进新能源高效利用。给予储能产业政策倾斜及市场化激励，优化营商环境和市场机制，形成合理合规的费用传导途径和价格形成机制，保障储能产业长效发展。在明确储能市场地位后，进一步发展辅助服务市场，快速持续优化电力现货市场，保障储能的套利交易基础。争取更多省内企业和社会投资方共同参与储能建设，打造共建共享共赢的储能产业高质量发展新格局。

5）加强储能技术研究和成果转化。在储能新赛道上，各地均处于起步阶段，要抓住弯道超车机遇。储能作为新能源带动的新型产业，工程技术面临一系列挑战，其具有高度学科交叉和技术融合特征，需要上下游全产业链协同合作，实现装备和制造业升级。以电网和科研单位为框架，联合省内主要新能源企业和储能领域高端企业，围绕储能高安全、高效率、长寿命的目标，与新材料、信息技术相融合，针对储能技术难点、储能装备制造业、储能系统集成与运行控制、储能应用商业模式和典型场景、储能测评和标准等开展研究工作，为储能新技术提供发展土壤，突破山西省内外储能产学研用信息交流障碍，加快科研和创新成果的转化，降低储能规模化应用成本，提升新型储能领域创新能力，推动山西储能产业发展。