本周欧洲、中国均出台了较多针对储能的相关政策，本篇我们将对涉及中国电力现货市场、欧洲电价的相关政策做一个总结及梳理，近期政策包括：

中国：11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，从国家层面提出各省需探索建立容量补偿机制、健全电力辅助服务市场、加速推进电力现货市场，预计国内储能项目的收入模式将有望在全国层面捋顺。

欧洲：从22年8月欧洲电价达到最高位以来，欧洲政府为了管控电价以应对能源危机，出台了多项限制非天然气机组电价、天然气价格的政策，以及户储最重要市场——德国，亦推出了2200亿欧元预算的电价补贴方案。

9月：欧盟层面——限制非天然气机组电价上限180€/MWh，盈余收入用于定向补贴终端用户，预计对应限价期间居民实际用电电价≈180€/MWh*80%+200€/MWh(现货价格)*20%+200€/MWh(税及附加费)=38.4欧分/kwh。

11月：欧盟层面——限制天然气价格上限275€/MWh并附带限制条件，限价机制触发难度较大，预计对欧洲电价影响可忽略。

11月：德国层面——天然气和电价刹车机制草案出台，终端价格上限40欧分/kwh，80%可享受电价上限，剩余20%用电量仍需跟着合同价格走；预计限价后的居民电价=40欧分/kwh*80%+52欧分/kwh*20%=42.4欧分/kwh，高于欧盟层面预期居民电价。11月：德国层面——对清洁能源发电企业收入（超过130欧元/MWh部分）征收90%暴利税，对居民电价：居民电价已经在上条政策中定好如何限制，因此预计只影响政府会收到多少钱用于补贴居民电价，不影响居民电价；对光伏风电：130€/MWh的价格上限远高于光伏风电的LCOE（约$25-30/MWh），且光伏/风电的PPA电价基本在50-100€/MWh，未达到此次限制的130€/MWh，不存在影响经济性这一说。

我们认为，从近期频繁出台的相关电价限制政策看，实际对电价的管控有效程度远好于此前预期，

主要系：1.天然气紧缺背景下，贸然限制天然气价格，可能会导致天然气供应商进一步减少向欧洲出售天然气，加剧能源危机。2.其他非天然气机组的价格上限同样不能设置过低，否则可能会影响新能源电站的投资热情，不利于欧洲能源转型。   

核心结论：

1）中国：对储能：首次全国层面提及推进电力现货市场（过去仅部分试点省份），预计现货市场+辅助服务+容量补偿的收入模式将能带动国内储能行业向健康化发展。.对风光电站：完全实行现货市场后，配储将能有效提高经济性（配建储能/参与独立储能收益分成，现货电价峰值售电获得更高收益），有望由强制配储转向主动配储。

2）欧洲：.对户储：预计限价期间，欧洲居民电价在40欧分/kwh左右（德国预计在42.4欧分/kwh），回本周期6-7年，仍具高经济性；对风光电站：已签PPA的机组不受限价影响；走现货市场的机组不需要过于担心经济性削弱影响需求，风光机组的LCOE约$30/MWh，无论是设置130€/MWh或180€/MWh，当前收益均处于较高位，且考虑机组运行寿命在25年以上，投资方做决策时也同样不会仅考虑当前电价。

具体政策：中国大储：电力现货市场新政

11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，以下为重点提及内容梳理：电力市场主体：包括各类型发电企业、电力用户、售电企业、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等。推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

各地探索建立容量补偿机制：各地需结合实际需要，【探索建立市场化容量补偿机制】，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。

辅助服务市场与现货市场相结合：做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，【加快辅助服务费用向用户侧合理疏导】。

健全电力辅助服务市场：结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。现货市场起步阶段，可单独开展调频辅助服务交易；具备条件时，电能量市场与调频辅助服务市场联合出清。

本次政策主要围绕三个方面：容量补偿、现货市场、辅助服务市场，我们预计将从国家层面加速捋顺国内储能的盈利模式。

本次政策为首次从国家层面提出了独立储能的三大收入来源，类比21年底国家层面确定独立储能的市场主体地位后22年各省加速推进，我们预计往23年看各省将基于自身实际情况，加速制定规则、明确独立储能的收入来源。

现货市场方面：

长时间运行电力现货市场，将能为储能项目带来较为稳定的峰谷价差套利收入（如目前山东平均价差0.5元/kwh）。目前独立储能收入模式已捋顺的省份包括山东、山西、广东、甘肃，几大省份的共同特点是都电力现货市场已长时间运行，而其余试点省份（共14个）仍在试运行阶段。我们预计，后续其余省份将加速推进模拟试运行、结束试运行，并正式推广普及现货市场。

对风光电站而言，推广电力现货市场将提高配建储能、投资/租赁独立储能的积极性，从目前的纯成本项转向主动配储。市场存在担心，认为大面积推广现货市场或降低风光电站收入（风光发电高峰期通常对应现货电价低谷期），从而影响投资积极性。需要明确的是推广现货市场将带动新能源电站配建储能的积极性，主动配建储能并提高利用率，可以将风光发的电存起来到高峰期再卖掉，换得更高收入。2、容量补偿方面：预计储能将参照火电标准进行补偿，储能利用小时数的上升意味着可以获得的容量补偿金额也会增加。

3、辅助服务市场方面：过去主要是发电企业承担费用，目前广东、山西等已经有效往用户侧传导，预计未来向用户侧传导、明确一次调频补偿价格将成为趋势。

4、部分省份不再要求强制配储（山西、陕西），与本次新规相对应，国家层面推动行业健康化发展成为趋势。目前独立储能收益包括容量付费、服务付费，预计未来不与实际需求挂钩的租赁模式会被逐步替代，逐步解决新能源场站双重付费问题。目前新能源电站租赁独立储能，只能获得并网许可，不能实际使用，因此既要付容量租赁费用，又要付辅助服务分摊费用；逐步取消强配政策，将能有效解决公平性问题，新能源电站可以租赁独立储能并根据租赁比例进行盈利的分摊，或自建储能实现现货市场等的收益。

欧洲户储：电价相关政策

1、欧盟层面——限制非天然气机组电价上限180€/MWh，盈余收入用于定向补贴终端用户。

2022年9月30日，欧洲理事会正式批准控制能源价格，今年12月1日-明年6月30日期间将非天然气发电的收入上限设定为180欧元/MWh。

【限电】：今年12月1日-明年3月31日期间主动减少10%的用电量，其中在用电高峰时段减少5%的用电量，具体的限电节电措施由成员国自行决定。

【设置电价上限】：今年12月1日-明年6月30日期间将非天然气发电的收入上限设定为180欧元/MWh，此部分盈余收入将用于定向补贴终端用电用户。

【追溯22-23年发电厂的超额利润】：对原油、天然气、煤炭、炼油企业的利润设置临时性强制义务捐助，捐助额按应税利润计算，如果该企业22-23年利润超过18年以来年平均利润的20%，超出部分将被政府征收，用来补贴因电价上涨受损失的家庭和企业。成员国可以暂时设定向中小企业供电的价格（如暂时设定低于成本的电力供应价格）。塞浦路斯和马耳他两国可以不受这些规定限制。

电价测算：

当前欧洲多国现货电价在200€/MWh左右，假设盈余收入100%用于补贴终端电价，结合当前欧洲天然气发电占比约20%，预计实际终端电价在30-40欧分/MWh之间：

限价期间居民实际用电电价≈180€/MWh*80%+200€/MWh(现货价格)*20%+200€/MWh(税及附加费)=384€/MWh

图：以384€/MWh测算，对应回本周期6-7年，若考虑VPP和分时电价回本周期将进一步缩短

欧盟层面——限制天然气价格上限275€/MWh，预计对欧洲电价影响可忽略。

2022年11月23日，欧委会提交天然气限价提案，针对TTF天然气期货价格（欧洲最通用天然气定价依据）设置价格上限275欧元/MWh，生效时间为23年一年，需要明确的是价格上限机制并非天然气价格超过上限就可以立即触发，实际触发难度较大。

价格上限机制的触发需要同时满足两个要求：

TTF期货价连续两周超过275欧/MWh；1.两周内的所有交易日，TTF期货价均比LNG指导价高58欧元/MWh。为了避免限价机制带来负面影响（如加剧天然气供应缺口），限价机制包括且不限于以下情况将立即停止：

TTF期货价与LNG指导价的价差不足58欧元/MWh；欧委会做出停止限价机制的决定。

在限价期间，欧盟将采取节电、节气措施，限制各国能源使用量。

我们认为，本次提案对天然气价格上限设置得非常高，且实际生效难度大，预计对欧洲电价影响基本可忽略。欧洲层面看终端居民电价，重点还是在上一条政策（非天然气发电的收入上限设定为180欧元/MWh）。

概括来说，本次提案要求1）连续两周TTF期货价都超上限；2）连续两周TTF期货价和LNG指导价都有价差；在第三周天然气限价机制才能生效。而在今年8月欧洲天然气/电价最高的时候，实际也无法使限价机制生效。今年只在8月24日-28日，TTF期货价超过275欧元/MWh（对应当时现货电价600欧元/MWh），持续时间不足两周。本次提案属于欧盟各国的无奈妥协。对天然气价格上限设置较高，且限制条件较多，主要系若生硬地直接施加天然气限价措施，将有可能导致天然气出口国选择将天然气售至其他地区，加剧能源危机、带来停气风险。

下一步：欧盟将于12月13日做出最后表决。

3、德国层面——天然气和电价刹车机制草案出台，预计限价后的居民电价高于预期德国联邦经济部11月23日公布天然气和电力价格刹车机制法律草案，根据草案，机制将在23年3月1日启动，持续至24年4月30日。与欧盟层面政策不同的是，德国方案补贴仅覆盖居民电价的80%，因而最终居民电价高于预期。德国政府计划耗资2000亿欧元用于抵抗能源危机，其中将主要用于补贴居民、商业气价及电价，预计2000亿欧元预算将来自对非天然气机组征收的暴利税。  新机制下预期居民电价：

电价上限：终端价格上限40欧分/kwh；

1适用范围：基于上一年的年度用电量，80%可享受电价上限，剩余20%用电量仍需跟着合同价格走；

居民电价测算：当前合同电价约52欧分/kwh，对应实际电价=40欧分/kwh*80%+52欧分/kwh*20%=42.4欧分/kwh，高于欧盟政策层面测算的居民电价38.4欧分/kwh。

图：测算户用光储回本时间6年，若考虑VPP和分时电价回本周期将进一步缩短

下一步：草案将在12月16日提交德国上议院投票表决，若通过将正式生效。

4、德国层面——对清洁能源发电企业征收90%暴利税

11月24日，一份法律文件草案显示德国已经拟定计划，将对光伏、离岸风电场及核电等部分清洁能源发电公司的收入（超过130欧元/MWh部分）征收90%的暴利税。这份草案紧接德国居民电价补贴草案出台，主要为德国2200亿欧元补贴提供资金来源，旨在控制俄乌危机下的高电价问题。但我们判断，本次草案对德国风光电站、户储的投资经济性和需求影响有限。

一、对户储：终端电价已基本在上条政策定好，我们认为非天然气机组电价限制在130还是180欧元/MWh，对终端电价影响有限。

我们认为，暴利税征收起点在多少并不影响居民电价（已经定好了如何限制），只影响政府会收到多少钱用于补贴居民电价。对风光核电站征收90%暴利税，与2000亿欧元补贴居民电价相对应，预计征收的暴利税将作为2000亿欧元补贴的资金来源。

二、对光伏风电：市场担心影响发电厂的装机积极性，但实际130€/MWh的价格上限远高于光伏风电的LCOE（约$25-30/MWh），不存在没有经济性这一说。

1.对以PPA形式建设的风光电站——没有影响：光伏/风电的PPA电价基本在50-100€/MWh，未达到此次限制的130€/MWh。相当一部分风光电站建设好之后都通过PPA绑定售电（约占2/3），甚至有项目尚未完全确定就已经签订相关的购电协议。

以现货电价形式建设的风光电站——影响有限：今年俄乌危机下的高电价本就属于可遇不可求的电价，风光电站可用25年以上，短期电费收入影响不大，业主进行投资时也不会以当前电价作为经济性测算基准。

此外，欧洲海风开发进度较慢，目前很多项目均要到24年才能并网实现商业运营，参考欧盟暴利税目前的截止日为2023年6月，因此预计不会对德国海上风电产生很大影响。

下一步：草案将在12月16日提交德国上议院投票表决，若通过将正式生效。