美国非抽蓄储能产业发展分析及启示

北极星储能 讯:美国非抽蓄储能产业经过多年发展已相对成熟，形成了清晰的技术选型路线和有效的商业模式，整个产业已具备规模化和经济效应；美国政府也出台配套了一系列政策，推动相关市场发展。我国非抽蓄储能产业正处于从示范应用向商业化过渡阶段，美国经验对于我国具有重要的借鉴价值。

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美国非抽蓄储能技术路线

美国非抽蓄储能保持多年快速增长，装机规模从2007年245兆瓦发展到2018年1799兆瓦，年复合增长率19.9%。电化学储能技术（以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池为代表）、储热技术（以太阳能光热发电为代表）是主要技术类型。

美国非抽蓄储能应用早期主要采用铅蓄技术。铅蓄电池是电化学储能中较早实现商业应用的技术。从技术特性看，传统铅蓄电池能量密度低、循环寿命短，新一代铅炭电池性能指标有所提升。从经济性看，由于铅蓄电池整体相对成熟，预计未来5年内传统铅蓄电池、铅炭电池成本下降空间不大。从产业发展看，截至2018年底，美国铅蓄电池装机规模144.6兆瓦，主要应用于微 及用户侧，目前美国掌握新一代铅炭电池核心技术的是Axion和East Penn两家公司，在美国实现商业化已有7年。

近年来锂离子电池是美国储能发展的主流。从技术特性看，锂离子电池能量密度高、循环寿命长，应用场景最为广泛，目前是电 辅助服务、可再生能源并 、工商业用户侧等应用场景下非抽蓄储能首选技术路线。从经济性看，受电动汽车行业和规模效应的驱动，近年来锂离子成本下降速度较快，商业应用已具规模，成本下降趋势还将持续。从产业发展看，截至2018年底，美国锂离子电池装机达到1093兆瓦，主要供应商多为系统集成商，电池组主要由中、日、韩三国企业提供，本地生产厂商包括特斯拉与松下的合资公司、中国比亚迪、日产汽车旗下AESC和韩国LG化学。

液流电池技术在美国商业化程度较低。目前相对成熟的液流电池包括全钒液流电池和锌溴液流电池。从技术特性看，全钒液流电池主要技术优势在于循环寿命长，适用于电 辅助服务、大规模可再生能源并 等应用场景；锌溴液流电池能量密度相对较高，主要应用于工商业用户侧。从经济性看，液流电池投资成本较高，投资成本比锂电池高60%左右，由于液流电池尚未在美国实现规模化生产与应用，预计未来5年下降幅度不会超过锂离子电池。从产业发展看，截至2018年底，美国液流电池装机为42兆瓦，全钒液流电池和锌溴液流电池各占一半，商业化应用水平不高。美国UET公司和Primus Power公司分别掌握了全钒液流电池和锌溴液流电池的核心技术，而部分电池组件则由中国厂商生产。

太阳能光热技术在美国仍然处于示范应用阶段。从技术特性看，光热发电技术调节性能良好，是目前美国应用最成熟的储热技术，但是光热电站对于选址要求较高，占地面积也高于光伏电站。从经济性看，光热发电技术设备造价和投资成本高昂，美国光热电站投资成本约为锂离子电池的7~10倍。从产业发展看，目前美国共有6个带储热装置的太阳能光热发电项目，装机容量达到458兆瓦，但整体发展还是受成本限制。美国SolarReserve公司已拥有相对成熟的光热发电技术和设备生产线。

综合来看，锂离子电池综合性能较好，应用场景较广，成本下降较快，未来仍将是美国储能产业发展的重点技术路线；传统铅蓄电池性能较差，应用场景受限，将逐渐被其他电化学储能技术取代；铅炭电池性能有所提升，但竞争力有限；全钒液流电池、锌溴液流电池技术成熟度有待提升，短期内大规模应用可能性不高；太阳能光热发电技术发展受投资成本和占地面积所限，大规模应用仍需大幅降低成本和政策体系支持。

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美国非抽蓄储能典型应用场景及商业模式

工商业用户侧储能项目投资成本相对较低、项目收益率较高，投资回 周期较短，收益主要以节省需量电费为主，其他时段通过参与电 辅助服务和提供系统容量服务赢取更多利润。以加州旧金山某工商业用户为例，配置140千瓦/560千瓦时储能系统，投资成本36万美元，年收益6.7万美元，年化收益率为11.3%。

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美国对非抽蓄储能产业的扶持政策

近年来，美国大力推动储能行业发展，从财政支持、配置目标、技术研发、市场机制等方面出台多项政策鼓励储能项目的研发、示范与应用。

财政支持方面，通过税收减免、投资补贴等方式为储能项目提供经济激励。联邦政府层面，针对配备储能的光伏发电系统出台投资税收减免（ITC）和成本加速折旧（MACRS）政策。州政府层面，以加州自发电激励计划（SGIP）为代表，2011年将储能纳入补贴范围，目前对储能项目的补贴标准为每瓦时0.18~0.5美元，具体标准取决于项目规模，并按批次逐级递减，已享有联邦投资税收减免的项目补贴标准适当下降。

配置目标方面，由州政府设立储能发展目标，实施储能强制目标采购计划。加州自2013年起实施公用事业公司储能强制采购计划，确定了2020年前完成1325兆瓦储能采购的目标。2018年1月，纽约州宣布将在2025年前部署1500兆瓦的储能。此外，俄勒冈、马萨诸塞等州也制定并发布了储能采购目标计划。

技术研发方面，鼓励储能技术创新，向重点研发和示范项目提供资金资助。通过《美国复苏与再投资法案》（APPA）向16个储能示范项目投资资助1.85亿美元。此外，美国能源部高级研究项目中心（ARPA-E）每年向储能研发与示范项目提供资助，2018年预算上限达到3千万美元。

市场机制方面，明确储能的市场地位，根据储能的物理特性优化完善市场机制。美国联邦能源监管委员会（FERC）陆续出台890 法令（2007年）、755 法令（2011年）、784 法令（2013年）和792 法令（2013年），允许储能在电力市场中提供辅助服务，要求各市场按照不同调频电源类型的调频服务效果支付补偿费用，保障储能参与调频服务获得合理的经济回 。2018年2月，通过841 法令，要求各电力市场运营机构研究制定储能参与电力市场的相关规则，消除储能资源参与电力市场的障碍。

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我国非抽蓄储能发展现状及存在的问题

近年，我国高度重视储能产业，从战略规划、技术创新、产业发展、示范应用等方面部署推动储能发展，这有助于推进产业结构升级，助力国家高起点建设现代产业体系，体现了调整优化产业结构的根本要求。部分地方政府非常重视发展储能相关产业，将储能定位为区域产业升级的重要力量。截至2018年底，我国储能累计装机规模达到31.2吉瓦，其中抽水蓄能占比96%，非抽蓄储能装机1246兆瓦。近年来电化学储能发展加速，装机容量由2012年的68兆瓦增长至2018年的1034兆瓦，年复合增长率57%。其中，锂离子电池、铅蓄电池分别占电化学储能装机容量的68%、26%。我国非抽蓄储能商业化应用水平相对较低，目前主要以用户侧峰谷套利和火储联合调频为主。

我国非抽蓄储能产业发展面临的主要问题有：

政策机制方面。一是储能产业扶持政策体系尚未健全。与美国相比，我国对于储能项目的落地性支持政策仍然缺位，如对储能项目的补贴或税收优惠、支持储能核心技术研发的财政资金等，对于储能技术研发和商业应用的政策激励不足。二是支撑储能应用的市场机制有待完善。我国储能项目仅能通过与火电联合参与电力辅助服务交易，且需要与火电分成收益；而在美国PJM市场中，储能可以同时参与电能交易、辅助服务交易和容量交易。

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美国经验带来的启示

原标题:美国非抽蓄储能产业发展分析及启示

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