美國非抽蓄儲能產(chǎn)業(yè)經(jīng)過多年發(fā)展已相對成熟，形成了清晰的技術(shù)選型路線和有效的商業(yè)模式，整個產(chǎn)業(yè)已具備規(guī)?；徒?jīng)濟(jì)效應(yīng)；美國政府也出臺配套了一系列政策，推動相關(guān)市場發(fā)展。我國非抽蓄儲能產(chǎn)業(yè)正處于從示范應(yīng)用向商業(yè)化過渡階段，美國經(jīng)驗對于我國具有重要的借鑒價值。
01、美國非抽蓄儲能技術(shù)路線
美國非抽蓄儲能保持多年快速增長，裝機規(guī)模從2007年245兆瓦發(fā)展到2018年1799兆瓦，年復(fù)合增長率19.9%。電化學(xué)儲能技術(shù)（以鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池為代表）、儲熱技術(shù)（以太陽能光熱發(fā)電為代表）是主要技術(shù)類型。
美國非抽蓄儲能應(yīng)用早期主要采用鉛蓄技術(shù)。鉛蓄電池是電化學(xué)儲能中較早實現(xiàn)商業(yè)應(yīng)用的技術(shù)。從技術(shù)特性看，傳統(tǒng)鉛蓄電池能量密度低、循環(huán)壽命短，新一代鉛炭電池性能指標(biāo)有所提升。從經(jīng)濟(jì)性看，由于鉛蓄電池整體相對成熟，預(yù)計未來5年內(nèi)傳統(tǒng)鉛蓄電池、鉛炭電池成本下降空間不大。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展看，截至2018年底，美國鉛蓄電池裝機規(guī)模144.6兆瓦，主要應(yīng)用于微網(wǎng)及用戶側(cè)，目前美國掌握新一代鉛炭電池核心技術(shù)的是Axion和East Penn兩家公司，在美國實現(xiàn)商業(yè)化已有7年。
近年來鋰離子電池是美國儲能發(fā)展的主流。從技術(shù)特性看，鋰離子電池能量密度高、循環(huán)壽命長，應(yīng)用場景最為廣泛，目前是電網(wǎng)輔助服務(wù)、可再生能源并網(wǎng)、工商業(yè)用戶側(cè)等應(yīng)用場景下非抽蓄儲能首選技術(shù)路線。從經(jīng)濟(jì)性看，受電動汽車行業(yè)和規(guī)模效應(yīng)的驅(qū)動，近年來鋰離子成本下降速度較快，商業(yè)應(yīng)用已具規(guī)模，成本下降趨勢還將持續(xù)。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展看，截至2018年底，美國鋰離子電池裝機達(dá)到1093兆瓦，主要供應(yīng)商多為系統(tǒng)集成商，電池組主要由中、日、韓三國企業(yè)提供，本地生產(chǎn)廠商包括特斯拉與松下的合資公司、中國比亞迪、日產(chǎn)汽車旗下AESC和韓國LG化學(xué)。
液流電池技術(shù)在美國商業(yè)化程度較低。目前相對成熟的液流電池包括全釩液流電池和鋅溴液流電池。從技術(shù)特性看，全釩液流電池主要技術(shù)優(yōu)勢在于循環(huán)壽命長，適用于電網(wǎng)輔助服務(wù)、大規(guī)模可再生能源并網(wǎng)等應(yīng)用場景；鋅溴液流電池能量密度相對較高，主要應(yīng)用于工商業(yè)用戶側(cè)。從經(jīng)濟(jì)性看，液流電池投資成本較高，投資成本比鋰電池高60%左右，由于液流電池尚未在美國實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)與應(yīng)用，預(yù)計未來5年下降幅度不會超過鋰離子電池。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展看，截至2018年底，美國液流電池裝機為42兆瓦，全釩液流電池和鋅溴液流電池各占一半，商業(yè)化應(yīng)用水平不高。美國UET公司和Primus Power公司分別掌握了全釩液流電池和鋅溴液流電池的核心技術(shù)，而部分電池組件則由中國廠商生產(chǎn)。
太陽能光熱技術(shù)在美國仍然處于示范應(yīng)用階段。從技術(shù)特性看，光熱發(fā)電技術(shù)調(diào)節(jié)性能良好，是目前美國應(yīng)用最成熟的儲熱技術(shù)，但是光熱電站對于選址要求較高，占地面積也高于光伏電站。從經(jīng)濟(jì)性看，光熱發(fā)電技術(shù)設(shè)備造價和投資成本高昂，美國光熱電站投資成本約為鋰離子電池的7~10倍。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展看，目前美國共有6個帶儲熱裝置的太陽能光熱發(fā)電項目，裝機容量達(dá)到458兆瓦，但整體發(fā)展還是受成本限制。美國SolarReserve公司已擁有相對成熟的光熱發(fā)電技術(shù)和設(shè)備生產(chǎn)線。
綜合來看，鋰離子電池綜合性能較好，應(yīng)用場景較廣，成本下降較快，未來仍將是美國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重點技術(shù)路線；傳統(tǒng)鉛蓄電池性能較差，應(yīng)用場景受限，將逐漸被其他電化學(xué)儲能技術(shù)取代；鉛炭電池性能有所提升，但競爭力有限；全釩液流電池、鋅溴液流電池技術(shù)成熟度有待提升，短期內(nèi)大規(guī)模應(yīng)用可能性不高；太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展受投資成本和占地面積所限，大規(guī)模應(yīng)用仍需大幅降低成本和政策體系支持。
02、美國非抽蓄儲能典型應(yīng)用場景及商業(yè)模式
美國非抽蓄儲能項目已經(jīng)全面實現(xiàn)商業(yè)化運營，不同應(yīng)用場景下收益來源多樣化，多種收益可以實現(xiàn)有效疊加，提供相對穩(wěn)定的收益來源，進(jìn)一步吸引投資，有效促進(jìn)美國非抽蓄儲能產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。
工商業(yè)用戶側(cè)儲能項目投資成本相對較低、項目收益率較高，投資回報周期較短，收益主要以節(jié)省需量電費為主，其他時段通過參與電網(wǎng)輔助服務(wù)和提供系統(tǒng)容量服務(wù)贏取更多利潤。以加州舊金山某工商業(yè)用戶為例，配置140千瓦/560千瓦時儲能系統(tǒng)，投資成本36萬美元，年收益6.7萬美元，年化收益率為11.3%。
電網(wǎng)側(cè)儲能項目初始投資較大、收益率較低，投資回報周期較長，項目收益來源以延緩輸配電網(wǎng)升級、輔助服務(wù)收益為主。由于缺少面向用戶的服務(wù)，此類項目的盈利模式具有一定局限性，通常由電網(wǎng)公司直接投資。以紐約市供電企業(yè)聯(lián)合愛迪生（ConEdison）公司為例，配置65兆瓦/175兆瓦時儲能系統(tǒng)延緩布魯克林區(qū)和皇后區(qū)變電站的升級改造，投資成本1.1億美元，年收益982萬美元，年化收益率僅為3.3%。
“分布式光伏+儲能”項目投資成本非常低、項目收益率非常高，投資回報周期短，項目主要收益來源為政府補貼和通過自發(fā)電降低用電成本帶來的收益，此外還可通過為電網(wǎng)提供調(diào)頻輔助服務(wù)獲得收益。以加州屋頂光伏用戶為例，配置2千瓦/4千瓦時儲能系統(tǒng)，投資成本2800美元，年化政府補貼300美元，年收益830美元，年化收益率為24.4%。
03、美國對非抽蓄儲能產(chǎn)業(yè)的扶持政策
近年來，美國大力推動儲能行業(yè)發(fā)展，從財政支持、配置目標(biāo)、技術(shù)研發(fā)、市場機制等方面出臺多項政策鼓勵儲能項目的研發(fā)、示范與應(yīng)用。
財政支持方面，通過稅收減免、投資補貼等方式為儲能項目提供經(jīng)濟(jì)激勵。聯(lián)邦政府層面，針對配備儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)出臺投資稅收減免（ITC）和成本加速折舊（MACRS）政策。州政府層面，以加州自發(fā)電激勵計劃（SGIP）為代表，2011年將儲能納入補貼范圍，目前對儲能項目的補貼標(biāo)準(zhǔn)為每瓦時0.18~0.5美元，具體標(biāo)準(zhǔn)取決于項目規(guī)模，并按批次逐級遞減，已享有聯(lián)邦投資稅收減免的項目補貼標(biāo)準(zhǔn)適當(dāng)下降。
配置目標(biāo)方面，由州政府設(shè)立儲能發(fā)展目標(biāo)，實施儲能強制目標(biāo)采購計劃。加州自2013年起實施公用事業(yè)公司儲能強制采購計劃，確定了2020年前完成1325兆瓦儲能采購的目標(biāo)。2018年1月，紐約州宣布將在2025年前部署1500兆瓦的儲能。此外，俄勒岡、馬薩諸塞等州也制定并發(fā)布了儲能采購目標(biāo)計劃。
技術(shù)研發(fā)方面，鼓勵儲能技術(shù)創(chuàng)新，向重點研發(fā)和示范項目提供資金資助。通過《美國復(fù)蘇與再投資法案》（APPA）向16個儲能示范項目投資資助1.85億美元。此外，美國能源部高級研究項目中心（ARPA-E）每年向儲能研發(fā)與示范項目提供資助，2018年預(yù)算上限達(dá)到3千萬美元。
市場機制方面，明確儲能的市場地位，根據(jù)儲能的物理特性優(yōu)化完善市場機制。美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）陸續(xù)出臺890號法令（2007年）、755號法令（2011年）、784號法令（2013年）和792號法令（2013年），允許儲能在電力市場中提供輔助服務(wù)，要求各市場按照不同調(diào)頻電源類型的調(diào)頻服務(wù)效果支付補償費用，保障儲能參與調(diào)頻服務(wù)獲得合理的經(jīng)濟(jì)回報。2018年2月，通過841號法令，要求各電力市場運營機構(gòu)研究制定儲能參與電力市場的相關(guān)規(guī)則，消除儲能資源參與電力市場的障礙。
04、我國非抽蓄儲能發(fā)展現(xiàn)狀及存在的問題
近年，我國高度重視儲能產(chǎn)業(yè)，從戰(zhàn)略規(guī)劃、技術(shù)創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)發(fā)展、示范應(yīng)用等方面部署推動儲能發(fā)展，這有助于推進(jìn)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級，助力國家高起點建設(shè)現(xiàn)代產(chǎn)業(yè)體系，體現(xiàn)了調(diào)整優(yōu)化產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的根本要求。部分地方政府非常重視發(fā)展儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)，將儲能定位為區(qū)域產(chǎn)業(yè)升級的重要力量。截至2018年底，我國儲能累計裝機規(guī)模達(dá)到31.2吉瓦，其中抽水蓄能占比96%，非抽蓄儲能裝機1246兆瓦。近年來電化學(xué)儲能發(fā)展加速，裝機容量由2012年的68兆瓦增長至2018年的1034兆瓦，年復(fù)合增長率57%。其中，鋰離子電池、鉛蓄電池分別占電化學(xué)儲能裝機容量的68%、26%。我國非抽蓄儲能商業(yè)化應(yīng)用水平相對較低，目前主要以用戶側(cè)峰谷套利和火儲聯(lián)合調(diào)頻為主。
我國非抽蓄儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的主要問題有：
技術(shù)方面。一是基礎(chǔ)核心技術(shù)原創(chuàng)研發(fā)能力亟需加強。我國對儲能關(guān)鍵技術(shù)的研究多以工程實用為導(dǎo)向，多數(shù)應(yīng)用基于國外已有成熟儲能本體和材料開展相關(guān)應(yīng)用研究。例如，我國電池廠商在美國、日本等國家取得鉛炭電池核心技術(shù)后才投入研發(fā)，整體技術(shù)水平有所滯后。二是高端產(chǎn)品受進(jìn)口制約。以鋰離子電池為例，我國正負(fù)極材料產(chǎn)量占全球總量比重達(dá)到59%和71%，但隔膜產(chǎn)量僅占39.4%，且主要集中在中低端電池隔膜材料，高端電池隔膜材料仍從日本、韓國進(jìn)口。
商業(yè)模式方面。一是項目收益來源相對單一，盈利能力較弱。以峰谷價差較大的江蘇省為例，用戶側(cè)非抽蓄儲能項目收益主要來源于減少需量電費和峰谷價差套利，投資回收周期為8年，而美國用戶側(cè)儲能項目的收益來源還包括輔助服務(wù)、容量服務(wù)等，投資回收周期可縮短至6年。二是政策和市場規(guī)則具有較大的不確定性，長期收益穩(wěn)定性較差。以山西省輔助服務(wù)市場為例，《山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營細(xì)則》規(guī)定調(diào)頻服務(wù)的申報價格為每兆瓦12~20元，而2017年底則將報價范圍調(diào)整為每兆瓦5~10元，直接影響了火儲聯(lián)合調(diào)頻項目的收益。
政策機制方面。一是儲能產(chǎn)業(yè)扶持政策體系尚未健全。與美國相比，我國對于儲能項目的落地性支持政策仍然缺位，如對儲能項目的補貼或稅收優(yōu)惠、支持儲能核心技術(shù)研發(fā)的財政資金等，對于儲能技術(shù)研發(fā)和商業(yè)應(yīng)用的政策激勵不足。二是支撐儲能應(yīng)用的市場機制有待完善。我國儲能項目僅能通過與火電聯(lián)合參與電力輔助服務(wù)交易，且需要與火電分成收益；而在美國PJM市場中，儲能可以同時參與電能交易、輔助服務(wù)交易和容量交易。
05、美國經(jīng)驗帶來的啟示
技術(shù)創(chuàng)新方面，利用多種手段促進(jìn)和引導(dǎo)儲能產(chǎn)業(yè)自主創(chuàng)新，擺脫舊有路徑依賴，與產(chǎn)業(yè)實際需求相適應(yīng)。引導(dǎo)儲能關(guān)鍵裝備和材料的原創(chuàng)技術(shù)開發(fā)，加強自主創(chuàng)新能力，但要避免政策代替市場做技術(shù)路線選擇。推動產(chǎn)業(yè)向高端聚集，避免低端產(chǎn)能過?，F(xiàn)象。產(chǎn)業(yè)發(fā)展應(yīng)擺脫動力電池制造的“路徑依賴”，結(jié)合電網(wǎng)應(yīng)用需求提升產(chǎn)品設(shè)計和裝備研制水平，向適合電力系統(tǒng)應(yīng)用方向轉(zhuǎn)型升級。鼓勵包括適應(yīng)新能源大規(guī)模接入的源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)規(guī)劃技術(shù)，分散式、大容量儲能與新能源聯(lián)合運行系統(tǒng)的建模與仿真關(guān)鍵技術(shù)，大規(guī)模儲能設(shè)備、軟件、網(wǎng)絡(luò)和數(shù)據(jù)集成技術(shù)，大規(guī)模儲能EMS、BMS與電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)集成耦合技術(shù)，儲能接入系統(tǒng)性能評價技術(shù)等技術(shù)內(nèi)的儲能電網(wǎng)應(yīng)用關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)。
市場環(huán)境方面，進(jìn)一步明確儲能市場主體地位，完善儲能市場價格機制，著重為儲能發(fā)展提供良好的市場生存環(huán)境，為儲能商業(yè)模式拓展提供空間。政府政策重點應(yīng)側(cè)重于產(chǎn)業(yè)培育，可適當(dāng)采用稅收減免等激勵機制促進(jìn)儲能發(fā)展，但要避免直接補貼形成產(chǎn)業(yè)發(fā)展依賴。通過建立儲能發(fā)展基金、搭建投融資平臺等方式，探索多方式資金來源渠道。研究電化學(xué)儲能成本疏導(dǎo)策略，圍繞充分激發(fā)儲能對能源電力系統(tǒng)安全高質(zhì)量運行的價值作用，設(shè)計相應(yīng)動態(tài)峰谷分時電價機制、容量市場機制和調(diào)頻等輔助服務(wù)市場機制。確保電力市場中所有參與主體獲得公平待遇，幫助儲能通過市場手段發(fā)現(xiàn)價值，最終通過市場解決成本回收問題。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年11期，作者就職于國網(wǎng)能源研究院有限公司。
