2021年以来，中央和地方层面出台了多项支持储能发展的政策，山东、广东、江苏、浙江等地都积极开展储能示范应用。但从各地实际数据看，储能还存在投资成本较高、商业模式不清晰、市场机制不完善、盈利模式较少等问题，这在一定程度上制约了储能行业的发展。
在国际上，目前美国加州和英国等地区表前储能发展形势好、市场大、机制相对成熟。2016年以前，由于技术原因的限制及扶持政策不完善，美国大规模储能应用也存在重重障碍，此后由于电网老旧和新能源发电占比逐年提升，迫切需要配备储能以协助消纳，满足电网调度需求，美国能源部、联邦能源监管委员会和加州公用事业委员会等机构通过制度改革推进储能商业化，推动了美国特别是加州储能市场的快速发展，值得我国借鉴。
本文首先分析加州电池储能的发展情况、电网投入储能的物理原因，然后分析政府的强制性配储计划和政策支持，以及储能的物理表现，再对加州储能的商业模式和具体案例盈利情况进行分析，最后结合加州电池储能快速发展归纳对我国的启示。
一、加州电池储能发展情况及投入电网的原因
美国是全球最大、增速最快的电池储能市场。2021年底表前电池储能规模为5.7GW/13.6GWh，占全部储能的84%。加州是美国表前电池储能发展最快，体量最大的市场之一。加州电力市场在2021年新增表前电池储能近2.4GW，是上年新增规模的12倍以上。截止至2022年9月加州有超过3GW储能并网。目前，电网中几乎所有的电池储能都是3-4小时储能，这与加州太阳下山到晚间负荷高峰的时间基本匹配。
加州本地电源装机容量中，天然气发电、非化石能源发电各占接近一半。加州日照时间长，平均日照峰时超过5小时，电源装机为80GW，其中太阳能发电装机接近14GW，约占17%。此外，加州是电力受入州，外购电量占全年用电量的32%左右。在一年之中，风光发电出力占全部电源出力的比重最大能达到66%，因此加州是典型的高比例新能源发电系统。日负荷在晚间达到峰值，导致从太阳下山开始需要气电大量、快速地投入系统进行平衡调节。电池储能非常适合加州市场，它能够将大量的光伏发电量时移至用电高峰期。
加州近年来受气候变化影响，高温、干旱导致山火频繁、水电发电量下降，天然气发电厂承受较大压力。2015年阿里索(Aliso Canyon)天然气储气库地下管套破损，引发天然气多次、较大规模泄露，导致加州电网不堪重负。受环境及极端事件影响，加州多次遭遇较大规模停电，亦因此促进了储能配置，以支撑电力供应。
加州是美国最富裕的州，在清洁能源方面，一直是美国标准严格、政策积极、技术创新最领先的州。2010年加州就开始研究实施公共事业公司储能强制采购计划。
2010年加州政府通过法令，要求州公用事业委员会（CPUC）研究制定高效、低成本储能技术的强制采购方案。此后CPUC花费2年时间，组织研究储能的成本、应用场景、经济性、效益，采购目标的规模、机制等问题。2013年10月，CPUC制定储能强制采购目标计划，要求大型电力公司在未来2020年前共采购1325MW的储能容量（相当于最大负荷的1.64%），之后将目标值增加了500MW容量。CPUC要求储能至少提供4小时备用容量，以增加系统供电稳定性。
储能强制采购计划的主要实施对象是独立公用事业公司（IOUs），同时鼓励小型电力公司（POUs）制定储能采购计划。CPUC对储能项目的评审标准包括对于电网优化运行、可再生能源并网等目标的贡献度。
储能强制采购计划有力地推动了加州储能项目的快速规划、部署，对推动储能应用、构建长期稳定的储能市场起到了良好的政策示范效应。美国多个州也效仿加州，制定发布了储能采购计划。
二、支持储能发展的政策
美国联邦投资税收抵免（ITC）政策对于新能源配置储能的项目，最高可以抵减30%的前期投资额，大型电力公司配置的储能项目也可享受ITC补贴。电池储能系统必须在一年内至少有75%的时间由太阳能发电设施充电而不是电网充电，才能获得ITC的资格。根据美国国会最新动向，ITC政策将继续实施至2034年。
2008年联邦政府为储能进入电能批发市场提供制度保障，2013年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务并明确了电储能提供辅助服务的结算机制。2018年联邦能源管理委员会（FERC）发布841号法案，要求系统运营商消除储能参与容量、能量和辅助服务市场的障碍，法令规定在考虑物理和运行特征的基础上，允许电储能参与容量、电量、辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应补偿。
由于各州电力系统特点不同，更多具体的储能政策由各州政府制定。除储能强制采购计划外，加州还出台了不少激励性措施。户用储能可以参与加州自发电激励计划（SGIP）获得补贴。按照联邦能源管理委员会（FERC）的要求，CAISO在现有的市场规则之下完善了储能参与市场的规则。
三、加州储能的物理表现及发展规划
根据CAISO报告，2022年夏季加州最大的发电资源是天然气发电，占夏季最大高峰可用容量的55.8%；其次是水电，占13.3%，太阳能发电占10.9%，基于其有效承载能力，电池储能占6.0%，核电占4.5%，风电占2.7%，需求响应占2.2%，地热能发电2.2%，生物燃料发电1.2%，油电0.2%（见图3）。
电池储能系统能够提供系统容量、辅助服务和灵活容量。其中辅助服务根据服务性质可以分为有功、无功、黑启动三类，有功服务又可以进一步分为一次调频、二次调频等，储能参加辅助服务维护了电力系统的安全稳定运行，进一步保证电能质量。
储能在加州还用于应对突发的电力紧缺。2021年7月9日，俄勒冈州南部发生森林火灾，该州中断了三条州际输电线路的供电，导致加州电力紧缺，CASIO发布紧急警报并快速调度1GW储能帮助供电。在森林火灾发生后的半年内，加州大规模部署了电池储能。
加州公共事业委员会（CPUC）已根据其综合资源规划（IRP）流程批准了该州的首选系统计划（PSP），未来十年该州将新增18.9GW公共事业规模太阳能和15GW表前储能。也就是说2032年电池储能装机是2021年底的7倍以上，这将在很大程度上改变电力系统的运行，从侧面反映了储能在加州电力系统发挥了积极作用，并受到系统运营商和州政府能源主管部门的认可。
四、加州储能的商业模式和盈利情况
加州储能市场商业模式多样，当前项目收入主要来自于参与调频市场，其次是为满足发电充裕度，签订双边采购合同，最后是进入电能量市场通过电价套利（见图4）。目前加州电能量市场电价差较小、高电价持续时间不长，不足以覆盖储能成本。未来随着可再生能源弃电的增加，或现货市场价格波动幅度的增加，储能在电能量市场的参与度和收入可能会提升。从调查中发现，在加州商业上可行的储能项目关键在于确保容量服务合同，并在能量、调频等多个市场中调度资产。
从市场交易变化趋势来看，储能在2021年收益变化特征如下：
①自2021年起，储能项目从能量转移和价格套利服务中获得的收入，比调频收入更多。这是因为调频价格在2020年和2019年较高，但在2021年有所下降。由于未来辅助服务收入回报可能会更低，储能运营商正在寻找其他机会。②就单个项目而言，Pomona等早期储能项目在批发市场获得的收入在2018年达到峰值，2021年略有降低（见图5）。这是因为参与辅助服务的储能数量超过了市场所需的规模，新增储能项目的规模越来越大，压低了储能参与辅助服务的价格。③尽管极端电价飙升时期显著提高了2020年和2021年的收入，却令储能运营商越来越依赖在几天内获得较高的回报。随着收入不确定性增加，容量合同收入等稳定性收入对储能变得至关重要。
总体来看，储能没有单一的最佳调度策略。在CAISO储能有很多方式参与市场，并带来可观的收入。而国内储能项目收益与加州项目存在较大差距。为了进一步做储能项目商业量化分析，下面选取加州较早投运的项目来观察收益及变化情况。为便于横向比较，项目收益和成本均折算为单位兆瓦的数值。2018-2020年，Pomona项目的批发市场年收入为36.1万~39.7万美元/MW，充电成本为1.9万~5.2万美元/MW，年度净收益为33.9万~37.7万美元/MW（见图5和表1）。
根据2022年7月山东电力交易中心披露的的独立储能参与山东电力市场年收益测算，某100MW/200MWh储能电站（简称为A项目）目前收入包括容量租赁、现货市场价差、容量补偿收入三部分。其中，容量租赁单价为300元/kW，按20%比例租赁，容量租赁费约600万元；现货市场收益为1256万元；容量补偿收益为300万元，项目年度净收益合计为2156万元（折合3.32万美元/MW），距项目盈亏平衡点净收益6000万元人民币（折合9.23万美元/MW）尚有较大差距。
由此可见，加州Pomona项目年收益是山东A项目的11倍，Pomona项目能取得可观的收入主要原因是容量服务合同收益高 （容量服务合同收益占批发市场收益的35%-40%）、充放电价差大、放电持续时间相对较长（是山东A项目时长的2倍），调频收入高。
五、对我国储能发展的启示
电池储能发展既由电力系统发展阶段及资源禀赋等因素决定，也受发展战略导向、政策和市场机制等因素影响。不同国家或地区，需根据自身国情采取合适的推动储能发展的模式。加州储能快速发展是加州电力系统发展阶段、资源条件推动的产物，政府也实施了针对特定对象的强制性配储计划、投资补贴政策及其他激励措施，并通过制定储能发展规划，完善政策和市场机制等保证储能有合理的利润和生存空间。我国太阳能发电较多的地区未来在灵活性资源和调节容量等方面与加州有相似需求，建议：
第一，有需要、有条件的地区对储能示范性项目给予财政税收等政策支持。目前我国对储能的总体需求并不强烈，储能的生存高度依赖市场电价和政府财税政策支持，而社会对电价上涨的承受力有限，现有外部环境难以支持较大规模的储能投入电力系统。储能是国家战略性新兴产业，现阶段需要政策扶持和示范效应。政府应积极对示范性储能项目给予财税支持，但也要控制补贴规模和范围；同时可授权相关机构跟踪受惠项目运营数据，研究储能与新能源协调运行技术、储能发展机制、储能对于电网优化运行、可再生能源并网的贡献、储能充放电策略优化等，为未来储能大规模发展打下良好基础。
第二，创新储能成本分摊机制和商业模式，提升项目的经济性。国内储能电站参与的辅助服务类别少，盈利模式单一，没有合理的收益，社会主动投资意愿不高。建议采用多收益叠加模式，增加储能项目收益，提升储能发展的积极性；对电网替代型储能项目成本通过输配电价回收。
第三，推动各地完善储能发展的政策框架。我国对于储能项目落地性支持政策仍不完善，而各省电源结构存在较大差异，具体政策的制定需要因地制宜，以地方为主、立足实际。建议①各省能源主管部门通过研究、示范项目建设、与利益相关方广泛探讨，制定储能中长期规划和相应政策；②针对不同位置和服务的储能，制定专门的政策；③探讨快速调频、爬坡等辅助服务品种的设立，进一步丰富储能未来可参与的服务品种，完善市场机制和电价补偿机制，不断挖掘储能应用的价值。
