储能商业模式和经济性与储能政策息息相关。当前，海外在储能政策导向下，各国通过税收优惠、补贴政策以及财政拨款、返利等措施，鼓励储能产业发展。从储能交易现状来看，美英澳储能收入均以电能量交易+调频为主，未来能量交易占比或提升。成熟市场参与者之间的博弈进一步提高交易难度，并最终影响采购决策。丰富的收益模式构成海外储能高盈利，本文对海外储能运营模式和盈利能力进行了梳理。

全球各地区大型储能系统典型运行模式趋同。英国、美国加州及澳洲的大型储能系统，基本呈现出类似的充放电策略，即以相对较少的一部分容量响应实时发生、短期波动性大、但在较长时间周期上呈现出较稳定需求的调频等辅助服务调度；满足电能量调峰需求占用储能系统的多数容量，各地均以每天“一充一放”到“两充两放”的运行模式为主。

美国加州：储能收入目前主要来自电能量交易，夏季热浪期间可获取超额收益

在供电稳定、增加电网可靠性等多方面需求衍生下，美国联邦和各州层面出台多个储能激励、储能市场化政策，形成联邦到各州的储能政策矩阵，共同促进储能发展。本文以美国加州为例做相关解析。

据CAISO统计，2022年美国加州电池储能收入构成中，电能量交易约占62%，向上及向下调频约占25%。2022Q3，由于调频收入的增长及夏季热浪期间能源价格的攀升，美国加州储能单位kW收入大幅增长；2022年8月31日至9月9日为期10天的热浪期间，电池市场净收入总计近7800万美元，约占2022年电池市场总收入的20%。2022年，加州电池储能全年加权平均收入为103美元/kW，收益范围从40美元/kW到239美元/kW。我们认为较大的收入跨度可能部分由于当年新投运项目较多。

图：加州大储2021-2022年运行模式
资料来源：CAISO，国联证券

美国大部分储能都布置在电力市场完善区域，充分参与市场竞争，商业模式多元化，有效满足供电可靠性提升、调峰调频、新能源消纳等需求。

英国：储能收入主要由调频等辅助服务贡献，新能源渗透率提升有望提升价差套利空间

2023年9月，英国电池储能月度收入约为3700英镑/MW，相当于年化收入为4.7万英镑/MW；其中储能时长低于1.5小时的项目平均收入为3400英镑/MW，储能时长超过1.5小时的项目平均收入为4800英镑/MW。英国储能收入主要由调频等辅助服务贡献，不过随着风电及光伏发电量占比的提升，电源侧与负荷侧供需不匹配的情况加大，批发交易价差的扩大（甚至出现负电价），价差套利收入规模有望提升。

图：英国大储22年8月-23年7月运行模式
资料来源：Modo Energy

去年以来，欧洲电价大涨同时电价差不断加大，有利于储能在电能量市场套利，对于过高的电价，政府又采取限制政策保护消费者权益，保持电价在合理的区间波动更有利于储能长期稳定地在电能量市场获取收益。英国为储能项目提供资金支持，有利于储能降低成本，使储能获得更好的经济性。英国通过引入容量市场、动态遏制等新的电力市场服务品种，可以使储能获得新的收益来源，同时也为不断扩大的储能规模提供了更广阔的市场空间。

澳洲：应急调频辅助服务为储能系统带来了丰厚的收入

2020年初，澳大利亚的南澳大利亚州电网与NEM（国家电力市场）其他区域脱离，Lake Bonney储能电站在此期间获取了大量应急调频辅助服务收益，仅20年2月即赚取了590万澳元。在日常情况下，澳洲储能电站的调频辅助服务和电能量交易收入也使项目获得较好的经济性。

图：澳洲Gannawarra电站19-21年运行模式

资料来源：ARENA、Edify Energy

丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益，构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益；而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。

海外可套利价差高于国内，英国23年9月平均价差约合0.68元/kWh，而山东约为0.36元/kWh；美国现货报价上限约合7.28元/kWh，国内普遍为1.5元/kWh。此外，海外项目在极端天气等特殊情况下，由于高度市场化机制，有望获得丰厚超额收益。

来源：EnergyTrend储能整理