美国储能行业成本补偿机制经验借鉴.pdf
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1、40金融观察2023.06一、美国储能行业发展现状(一)储能发展迅速,电化学储能为新增市场主力军美国是全球储能装机大国,根据美国能源信息署(EIA)的数据,20102021 年间,美国储能发展呈指数型增长,累计装机量由 59MW 上升至 4588MW,且储能机组数量也由最初的 7 台增长至 325 台。据 Wood Mackenzie 公司统计,2022 年第三季度美国储能新增装机 1.4GW/5.2GWh,同比增长46%,一至三季度累计装机 3.9GW/11.1GWh,同比增长 88%。其中加利福尼亚州是美国各州在利用可再生能源和绿色能源方面的领先者。2022 年 2 月,加利福尼亚州公共事
2、业委员会(CPUC)批准了一项长期清洁能源计划,至 2032 年在加州增加 14.75GW 储能,储能新增规模将达到新能源新增规模的 58%。为满足新能源快速发展需求,加利福尼亚州正在积极部署“光伏+储能”项目,储能配置比例大多超过 40%,充放电时长以 4h 为主。根据 Wood Mackenzie 公司及美国国家可再生能源实验室(NREL)预测,到 2031 年累计部署的储能系统将达到 600GWh,到 2050年美国储能装机容量至少将增加 5 倍,将有美国储能行业成本补偿机制经验借鉴王 涵 钱立华 鲁政委摘要:在传统能源面临降碳降本双重压力、新能源装机量不断提升的形势下,美国将储能技术定
3、位为支撑新能源发展的战略性技术。近年来,美国政府制定了一系列激励政策,完善了储能行业成本补偿机制,大力扶持储能行业发展。本文介绍了美国储能行业的发展现状,阐述了针对储能出台的税收抵免、电价补贴、辅助服务市场、容量市场等成本补偿机制,并总结了可借鉴的经验。关键词:储能 成本补偿 可再生能源中图分类号:F426.2 文献标识码:A 文章编号:1009-1246(2023)06-0040-10 kW/kWh、MW/MWh 等为储能常见单位,例如,100kW/100kWh 代表储能系统可以以 100kW 的功率连续充/放电1 小时。41金融观察2023.06130GW680GW 的储能装机容量实现并网
4、。目前美国储能多以抽水蓄能为主,电化学储能为新增储能市场主力军。根据美国能源信息署(EIA)统计,截至 2020 年底,抽水蓄能占总装机份额的 92%。得益于美国政策支持、材料化学方面的研发投入、规模化商业化效应、市场化机制成熟等因素,电化学储能成本得以不断优化。其中,美国公用事业规模储能电池的平均能量容量成本已实现大幅下降。2015 年至 2019 年期间,储能成本由每千瓦时 2102 美元下降至每千瓦时589 美元,下降了 72%,每年的平均下降率为 27%。(二)储能市场机制灵活,表前市场占主导地位美国一般采用表前和表后区分储能市场。其中,表前储能市场主要针对输配电端或发电端,可独立参加
5、电力批发市场,主要应用包括调峰、调频、斜坡或旋转备用、套利、负荷跟踪、备用电源、平滑可再生能源出力、缓解输配电临时拥堵等。目前,表前储能市场占据主导地位,2020 年表前储能装机功率占比约为 75%,装机容量占比约为 74%。对于表前储能市场,根据 EIA 发布的年度发电报告,调频类储能是近 5 年以来美国表前储能市场(装机容量超过 1MW)中的主流,主要是为确保电网频率尽可能接近60Hz,2020 年具备该用途的储能装机约占总容量的 59%(见图 1)。斜坡或旋转备用是为发电机可以快速响应系统中断提供的一种储能辅助服务,多用于新能源装机量高的区域,具备该用途的表前储能约占系统总容量的 39%
6、。能源套利储能可用于电力低买高图 1 2020 年美国表前储能装机及可提供辅助服务情况(单位:MW)资料来源:EIA、兴业银行碳金融研究院。注:表前储能装机普遍可提供多种辅助服务。?42金融观察2023.06卖,该类储能增长率远高于其他品类,截至2020 年底,总装机量高达 586MW。对于表后储能市场,主要对应于户用和工商业的储能市场,其应用更多是能源套利、存储过剩的可再生能源电力及能源管理服务等。在表后市场中,户用储能占比较高,也是近期储能建设的主要发力点。受极端天气及电网可靠性欠缺等因素影响,美国近些年来经历数次大规模停电事故;加之天然气价格高涨,电价压力传导至居民端,电费一度达到了平时
7、的三倍,居民对于配备光储实现能源自供的需求日益提升。据中信建投估算,2025 年美国户用储能新增装机将达到7.44GW/18.61GWh,工商业储能新增装机将达 2.80GW/7.83GWh。二、美国储能行业成本补偿机制探索美国储能行业的快速发展,除了与近些年新能源发电渗透率及储能经济性提升等因素相关外,更离不开其市场灵活性与成本补偿机制。(一)出台经济性激励措施推动储能成本降低1.推行投资税收抵免政策投 资 税 收 抵 免(Investment Tax Credit,ITC)是驱动美国储能装机增长的重要政策。该政策属于企业租税的一种,是由联邦政府提出,鼓励纳税人投资可再生能源发电设备的奖励性
8、措施,允许公司从其税单中减去用于新设施和设备的金额,在项目投用当年即可申请。ITC 政策起始于 2005 年的能源政策法令(Policy Act of 2005),于 2006年开始执行,期间经过 3 次延期至 2019 年仍保持 30%的减免力度。2020 年美国国家税务局(IRS)将 ITC 的规则修订为 2020年、2021 年、2022 年计划逐步退坡,补贴力度分别为 26%、22%、10%。到 2020 年12 月,IRS 对该修订条款进一步延期 2 年,即 20202022 年期间均保持 26%的退税力度。而 2021 年重建更好未来法案(Build Back Better Act
9、)规定,凡是在 2026 年底前开工的项目均能享受退税 30%的政策优惠,但以上补贴仅针对“太阳能+储能”的捆绑系统。2022 年出台的通货膨胀缩减法案(IRA)给储能行业带了更为确定的长期激励措施。ITC 政策首次允许独立储能也可享受抵免且分别针对户用储能以及表前、工商业储能进行补贴。户用端 ITC 政策首次提出独立储能(3kWh以上)可享受30%的税收抵免。2023 年起的税收抵免比例由此前的 22%提升至 30%,且延长至 2032 年后才开始退坡。此外,美国正在逐步加强电池的本地化制造,并鼓励相关供应链向本国转移。长远来看,IRA 法案的直接作用结合美国国内强大的供应链,储能的发展前景
10、较为广阔。2.储能行业纳入成本加速折旧政策为使投资人加快回收投资成本,美国税务局推出了成本加速折旧法(MACRS),即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减。在固定资产使用前期提取折旧较多,后期提取较少,使固定资产价值在使用年限内尽早得到补偿。这种计提折旧的方法是先43金融观察2023.06让利给企业,加速回收投资,增强还贷能力。2016 年,储能投资税收减免法案(The Energy Storage Tax Incentive and DeploymentAct)中提出将储能纳入 MACRS 体系,提高了储能行业投资积极性,也使得储能的固定资产成本在使用期内更快得到补偿。其中,高于 50%光储比
11、的储能系统可使用 5 年的成本加速折旧,相当于降本 27%,没有可再生能源配套支撑的储能系统可以使用 7 年的成本加速折旧,这相当于降本25%。3.各类补贴和资助促进储能技术发展近年来,美国制定了一系列补贴政策扶持储能产业的发展。2009 年通过的复苏与再投资法案利用 1.85 亿美元资助 16个储能示范项目,包括液流电池、压缩空气储能、锂电池等。2019 年推出更好的储能技术法案(Best Act),自 2021 年起,利用5年时间拨款10.8亿美元,用于能源储存、微电网和分布式能源项目。2021 年,公布2 万亿美元的基础设施计划,除 2035 年实现 100%无碳电力外,也将清洁能源与储
12、能以直接支付方式执行的投资税收抵免(ITC)及生产税收抵免(PTC)期限延长10 年。而美国能源部也不定期制定储能资助计划,主要为储能研发与示范项目提供资金支持。美国各州立法和监督机构也将储能系统作为能源政策的优先事项,以提供补贴的方式刺激储能建设。纽约州 2019 年推出批量储能和零售储能补贴措施,批量储能激励初始价格为 110 美元/kWh,零售储能激励初始价格为 350 美元/kWh;马萨诸塞州已向 26 个包括电网侧、分布式和用户侧等不同规模储能示范项目提供了约 2000 万美元的赠款。新泽西州 2017 年拨款 290 万美元支持 13 个项目,其中 12 个项目是光储结合项目。(二
13、)完善表前补偿机制扩大收入来源1.推行强制采购目标计划随着储能应用的价值和重要性日益显现,为培育多元化储能技术,创造有利于储能技术企业和系统集成商发展的长期稳定市场,加州、俄勒冈州、得克萨斯州等州政府陆续部署了本州的储能目标并实施储能强制目标采购计划。其中,加州最先开始执行储能强制采购目标计划,所有的独立公用事业公司(IOU)均为该计划的主要实施对象,美国加州公共事业委员会(CPUC)第2514 号法案就要求 IOU 需在 2020 年前采购 1325MW 储能,并于 2024 年前开始营运,所采购储能项目的成本均由 IOU 自身承担。该计划驱动 IOUs 不断进行市场化模式延展,寻求超额的补
14、偿收益,而规模化的采购也间直接支付是指实体收到的费用是直接即时支付的,而不是从更复杂、更长期的税收抵免中获利,可以加速和促进资金流动,帮助更多的项目更快地获得融资。生产税收抵免(PTC)是在项目建成后的 10 年内,每发电 1kWh 将获得通货膨胀调整后的税收抵免。如果采用美国国内生产的组件或在社区建造太阳能,那么 PTC 抵免幅度还可以增加。2022 年的PTC 为 0.026 美元/kWh,随通货膨胀率上涨(独立储能只适用 ITC)。44金融观察2023.06接降低了储能的综合成本。2.参与辅助服务市场美国的电力辅助服务市场由独立系统运营商/区域输电组织(ISO/RTO)运营,ISO/RT
15、O 是独立运作的组织,所有的 ISO/RTO都不拥有发电资源和负荷资源,仅起到监督、调度、分配资源等作用。目前大部分 ISO 均允许储能参与辅助市场,CAISO、PJM是美国储能装机及管理规模最大的 ISO,也是储能可参与的领先且活跃的辅助服务平台。辅助服务类型包括调频、备用、无功补偿和黑启动,表前储能主要参与调频、备用类辅助服务市场。调频、备用类调度服务是 ISO/RTO 向市场参与主体提供的调度运行,费用由市场成员承担,与能量市场(日前市场、实时市场)连接紧密,联合优化出清。PJM 是最早开启调频市场的 ISO,其在2012 年 10 月在实时市场引入新的调频产品RegD,区别于传统 Re
16、gA 产品,该产品专门针对能够快速反应的资源,促进了储能在调频中的应用。2016 年 CAISO 也引入了新的辅助服务产品“灵活爬坡产品(FRP)”,主要针对可再生能源并网带来的电网扰动。该服务仅针对实时市场,为应对预期之外的不确定性的净负荷短时间变化而预留的爬坡容量。目前储能已经取代燃气机组成为 PJM最大的调频来源。3.利用套利扩大降本空间美国每日电价波动较大且日内峰谷价差较大,以 2022 年 9 月电价为例,峰时电价最高在 240 美元/MWh,峰谷价差约 145 美元/MWh,占比接近 60%。储能项目可以在谷电价时充电,峰电价时放电。以实时电价波动最高的 CAISO 市场为例,18
17、:0021:00这一时间段由于系统容量不足,引发稀缺电价机制,电价最高时或超过 1 美元/kWh,而储能响应速度高于其他机组,可借由高价差获得超额收益。美国得州以独立电站为主,其光储项目参与电力市场的内部收益率(IRR)可达 24.2%,其中峰谷价差套利是其主要收入来源。同时,新能源购电协议(PPA)电价 PJM(PJMINT.,L.L.C)是经美国联邦能源管制委员会(FERC)批准,于 1997 年成立的一个非股份制有限责任公司。作为区域性独立系统运营商(ISO),PJM 负责美国 13 个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。CAISO(California Independent Sy
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