中美储能市场为全球储能标杆市场，两者占全球市场规模的 60-70%。
从市场体量看，20-21 年中美储能装机同时迎来快速增长。20 年，中国与美国电化学 储能新增装机分别达到 1.56GW/1.47GW，同比增长 145%/188%；21 年，中国与美国电 化学储能新增装机分别达到 2.26GW/3.51GW，同比增长 45%/138%，新增装机规模均创 新高。
从 22 年的月度数据看，中美储能呈现景气攀升趋势。根据索比储能网，22 年 1-10 月中国储能中标规模合计达到 15GW/36GWh，中标涵盖储能系统、储能 EPC 及集采。从 中标结果看，储能系统中标价格集中在 1.5-1.7 元/Wh，储能 EPC 中标价格集中在 2.1-2.3 元/Wh。根据 EIA 数据，22 年 1-11 月美国储能新增装机超 3.1GW，其中 10 月新增装机 达约 0.7GW，创近三年月度新高。由于美国储能项目为争取当年优惠政策，每年四季度为 美国储能新增装机旺季，预计 22 年 12 月，美国储能新增装机规模将继续维持高位。
从区域分布看，中国投运的电化学储能的地区分布偏分散，主要在山东、江苏、青海、 广东和内蒙古等地。根据中电联统计的 19 家主要电网公司和发电集团投资的电化学储能项 目，截止 22 年 8 月，累计投运的 2.66GW 电化学储能中，按 MW 计算，山东地区投运规 模占比最大，达到 22%。美国电化学储能集中在加州和德州区域，根据 EIA 统计，截止 22 年 9 月，美国电化学储能累计投运 7.00GW，加州和德州占比最大，分别达到 54%和 17%。
从应用场景看，中美工商业储能和户用储能占比较小，均以表前储能为主。如按容量 口径，21 年中国表前储能（除用户侧）占比达到 76%，1H22 美国表前储能占比超过 80%。
国内大储下游主要为新能源发电集团，项目招标和集采为主要采购方式。根据 CNESA 和中电联数据，21 年中国累计投运电化学储能 5.53GW 装机中，三大电网+五大发电集团 +部分主要发电集团累计投运电化学储能 2.0GW/4.0GWh，按功率计算占比 36%。截止 22 年 8 月，三大电网+五大发电集团+部分主要发电集团累计投运电化学储能达 2.7GW/5.3GWh。 目前国内大储主要以电源侧储能和独立储能为主，单个项目投资额大、投资回收期较 长，所以国内大储投资方主要为新能源发电集团，以三峡能源为例，该公司目前在 19 个省 份已购置或预购置电源侧电化学储能合计约 6GWh。22 年以来，项目储能系统/EPC 招标 和集采成为国内下游大储采购的主要方式，储能系统提供商等供应商围绕中标竞争激烈。 根据储能与电力市场统计，截止 22 年 10 月底，央企储能系统/EPC 集采规模达到 15.2GW， 参与到储能系统集采的集成商已合计超过 70 家。我们认为，国内储能产业链中具有下游渠 道优势和客户资源的厂商将率先受益。
美国大储下游为储能系统集成商或储能项目直接投资方，其关注产品品牌和全生命周 期经济性。美国电化学储能项目业主由当地储能系统集成商、独立发电企业和公用事业公 司构成，下游投资方和储能系统集成商格局分散，美国大储采购主要采用订单制采购模式。 目前储能系统在美国毛利率较高，主要是因为大储下游会针对储能系统的循环效率和安全 指标等制定多项规定，如储能系统集成商不满足要求将面临巨额罚款。储能安全是项目运 营基础，安全的基础诉求决定下游投资方投资储能系统将更加关注产品品牌和产品示范应 用情况。经济性的核心考量决定下游投资方将更加根据产品全生命周期成本来投资，所以 美国储能系统集成商核心关注电芯的品牌、产品认证和全生命周期成本。据不完全统计， 多家美国储能系统集成商针对电池储能未来均有大规模采购计划，我们认为，具备品牌优 势和已经切入美国储能供应链的国内厂商有望率先受益。
2.1 中国：从强制配储到共享储能，储能市场化导向明确
2012-2021 年，从电网侧储能到强制配储，中国电化学储能处于政策探索期。2017 年国内储能第一个指导性文件《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，2018 年 国内电化学储能迎来发展元年，电网侧储能需求率先爆发，当年电化学储能累计投运规模 突破 1GW。2019 年国家发改委明确电化学储能不计入输配电定价成本，储能投资增速阶 段性回落。随着 2020 年双碳目标确立，多个省份出台鼓励和强制发电侧配储政策，储能投 资主体由电网侧向电源侧转移，电化学储能正式进入发展黄金期。国内主要省份强制配储 要求为新能源装机规模的 10-20%，连续充放电时长 2-4h，新疆、内蒙古配置要求相对较 高，分别达到 25%、4h 和 15%、4h。
2022 年，从顶层设计到实施细则，储能市场化路径愈加明晰。以往相关市场规则主要 明确储能可参与调峰辅助服务市场，但对于储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则 设计不够完善。储能在电力市场中的身份定位和投资回报机制不够清晰，一定程度上影响 了市场主体投资建设的积极性。2022 年 6 月发改委等部委印发《“十四五”可再生能源发 展规划》指出“明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制 和技术标准，创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制等”。顶层设计下，独立储 能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化了独立储能参与电 力市场的盈利方式。同时，后续明确了充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等， 解决了原先充电电量价格机制不明确的问题。除此之外，随着各地“共享储能”政策纷纷 出台，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，储能市场化探索开始进入快车道。
辅助服务+电力现货改革+容量租赁多头并举，未来独立储能经济性提升可期。单个 100MW/200MWh 的独立储能初期投资总额接近 4 亿元，如达到项目良好盈利水平，项目全年收益水平需达到 6000 万元以上。考虑未来辅助服务市场放开、电力现货市场改革和 容量租赁的扩大，独立储能经济性未来将伴随市场改革实现多重收益： 1）辅助服务：2021 年底《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》提 出储能可成为辅助服务的参与主体并将拓展电力辅助服务新品种。同时，《“十四五”新 型储能发展实施方案》提出推动储能作为独立主体参与各类电力市场。顶层制度设计定调， 独立储能未来有望参与调频等多种形式的辅助服务市场； 2）电力现货市场：目前“8+6”省份的电力现货市场改革加速推进，在电力现货市场 上，储能除获取峰谷价差收益外，未来不断完善的容量电价机制和电力中长期市场有望是 储能新的收益来源。除此之外，储能充电电量逐步明确不承担输配电价和政府性基金及附 加，进一步提升项目峰谷价差收益的水平； 3）容量租赁：多个省份 21 年先后出台各自的新能源强制配储政策，鼓励“容量租赁” 的共享模式可进一步扩宽储能收益来源。
目前中国独立储能收益模式主要分为两种。在电力现货市场未建立地区，青海、宁夏 和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量 租赁为主。在山东等建立电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。以 100MW/200MWh 的独立储能为例，目前独立储能两种商业模式下， 稳定的可预期收益每年可达到 4000 万元以上。
用户侧储能经济性
峰谷价差套利是当前用户侧储能收益的主要来源。现行政策场景下，用户侧储能收益 包括用户电费管理收益、峰谷套利收益、调频收益、需求响应收益。峰谷价差套利是用户 侧储能收益的主要来源，可占储能收益的 50-80%。2022 年浙江用户侧储能高经济性开始 显现，原因主要系于：1）浙江大工业和一般工商业一天内存在多个低谷、高峰和尖峰电力 价格时间段，这为 2h 的用户侧储能带来单日充放两次的套利机会；2）一般而言，平均峰 谷价差达到 0.7 元/kWh，用户侧储能初步具备经济价值。从 22 年 1-8 月电价差看。浙江 平均峰谷价差超过了 0.92 元/kWh。随着尖峰电价逐渐在多省实施，尖峰电价的执行将进 一步导致峰谷价差拉大。根据北极星储能统计，目前有 23 个省市最大峰谷价差超过 0.7 元， 峰谷价差拉大正成为驱动用户侧储能项目建设的重要因素。
未来政策将产生多种收益方式，用户侧储能经济性凸显。目前用户侧储能可参与现货 市场套利和削峰填谷等电力辅助服务市场。以浙江 10MW/20MWh 独立储能为例，在日 充放电 2 次，并参与削峰填谷电力辅助服务的情况下，项目 IRR 可达 8.52%，用户侧储能 经济性逐渐显现。未来政策场景下，用户侧储能主要新增收益点为参与现货市场获得的电 量收益、独立参与辅助服务市场获得的补偿收益、参与碳交易市场获得的收益、实时电价 环境下的调节储能获取收益和采用共享储能模式获取收益等。多种收益模式下，用户侧储 能经济性有望进一步凸显。
2.2 美国：储能政策矩阵完善，ITC 政策长期激励
2006 年-2021 年，政策矩阵不断完善，ITC 激活需求。美国储能政策经过多年更新完 善，已形成联邦到各州的储能政策矩阵。联邦层面出台多个储能激励、储能市场化政策和 储能技术突破政策。美国联邦投资税收抵免（ITC）政策实施多年，对于新能源配置储能的 项目，最高可以抵减 30%的投资额。在联邦税收抵免基础上，各州分别出台储能补贴和储 能采购计划等，储能市场得到极大激活。在储能市场化方面，2008 年联邦政府开始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，允许 电储能参与容量、电量和辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应补偿。
美国储能商业模式多元，目前主要收入正从辅助服务转向峰谷价差套利。美国电力市 场机制设计完善，不同储能收益主要系不同地区的电力市场机制的差异，目前美国大型储 能的收益主要来自峰谷价差套利、电力辅助服务和容量电价等：
1）峰谷价差：美国储能项目开始从峰谷价差套利中获得主要收入，随着风光发电占比 持续提升，未来峰谷价差将进一步拉大，储能在电能量市场将有更好的经济性。以加州为 例，上午峰谷价差从 2020 年的 15 美元/MWh 上涨至 2Q22 的 50 美元/MWh，晚间峰谷 价差从 2020 年的 50 美元/MWh 上涨至 2Q22 的 100 美元/MWh。除此之外，抓住极端 电价的机会也将带给储能项目较高的经济回报。
2）辅助服务：2021 年，美国加州辅助服务市场规模为 1.6 亿美元，多年来整体市场 规模比较稳定。自 21 年以来，调频价格由于参与辅助服务的储能项目增多而逐步下降，辅 助服务收益占比未来可能会下降；
3）容量电价：美国加州，储能项目可签订长期容量电价合约，按照项目能够提供的容 量获取固定补偿。容量电价的补偿标准主要与当地灵活性资源的多少有关，随着老火电机 组和其他电力系统冗余减少，容量电价具有长期收益的确定性，整体补偿标准稳中有升， 以加州为例，2020-2022 年，备用容量的容量电价在 50-80 美元/kW*年；
以 2016 年投运的加州 Pomona 项目为例，该项目容量为 20MW/80MWh，过去 4 年的年均净收益可达 32 万美元/MW 以上。稳定的容量服务合同收入可占项目年收益的 35-40%，其余调频和能量收入为项目提供了弹性收入来源。我们假设，该项目 2016 年初 始投资成本为 0.6 美元/Wh，则项目初始投资成本达到 4800 万美元，当前项目年收益为 640 万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为 8-9 年。
美国储能项目经济性稳定，未来收益率有望稳中有升。我们测算，若美国储能初始投 资成本为 0.40 美元/Wh，则单个 100MW/400MWh 的储能项目初始投资成本为 1.6 亿美 元，考虑容量电价+现货市场价差+辅助服务三种收益，项目年收益为 2300 万美元左右， 考虑日常维护成本，静态投资期为 7-8 年，经济性已经较为突出。
