美國非抽蓄儲能產業(yè)經過多年發(fā)展已相對成熟，形成了清晰的技術選型路線和有效的商業(yè)模式，整個產業(yè)已具備規(guī)模化和經濟效應；美國政府也出臺配套了一系列政策，推動相關市場發(fā)展。我國非抽蓄儲能產業(yè)正處于從示范應用向商業(yè)化過渡階段，美國經驗對于我國具有重要的借鑒價值。
01、美國非抽蓄儲能技術路線
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，年復合增長率19.9%。電化學儲能技術（以鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池為代表）、儲熱技術（以太陽能光熱發(fā)電為代表）是主要技術類型。
美國非抽蓄儲能應用早期主要采用鉛蓄技術。鉛蓄電池是電化學儲能中較早實現(xiàn)商業(yè)應用的技術。從技術特性看，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有所提升。從經濟性看，由于鉛蓄電池整體相對成熟，預計未來5年內傳統(tǒng)鉛蓄電池、鉛炭電池成本下降空間不大。從產業(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，主要應用于微網(wǎng)及用戶側，目前美國掌握新一代鉛炭電池核心技術的是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。從技術特性看，鋰離子電池能量密度高、循環(huán)壽命長，應用場景最為廣泛，目前是電網(wǎng)輔助服務、可再生能源并網(wǎng)、工商業(yè)用戶側等應用場景下非抽蓄儲能首選技術路線。從經濟性看，受電動汽車行業(yè)和規(guī)模效應的驅動，近年來鋰離子成本下降速度較快，商業(yè)應用已具規(guī)模，成本下降趨勢還將持續(xù)。從產業(yè)發(fā)展看，截至2018年底，美國鋰離子電池裝機達到1093兆瓦，主要供應商多為系統(tǒng)集成商，電池組主要由中、日、韓三國企業(yè)提供，本地生產廠商包括特斯拉與松下的合資公司、中國比亞迪、日產汽車旗下AESC和韓國LG化學。
液流電池技術在美國商業(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。從技術特性看，全釩液流電池主要技術優(yōu)勢在于循環(huán)壽命長，適用于電網(wǎng)輔助服務、大規(guī)?？稍偕茉床⒕W(wǎng)等應用場景；鋅溴液流電池能量密度相對較高，主要應用于工商業(yè)用戶側。從經濟性看，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)?；a與應用，預計未來5年下降幅度不會超過鋰離子電池。從產業(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，而部分電池組件則由中國廠商生產。
太陽能光熱技術在美國仍然處于示范應用階段。從技術特性看，光熱發(fā)電技術調節(jié)性能良好，是目前美國應用最成熟的儲熱技術，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。從經濟性看，光熱發(fā)電技術設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)電技術和設備生產線。
綜合來看，鋰離子電池綜合性能較好，應用場景較廣，成本下降較快，未來仍將是美國儲能產業(yè)發(fā)展的重點技術路線；傳統(tǒng)鉛蓄電池性能較差，應用場景受限，將逐漸被其他電化學儲能技術取代；鉛炭電池性能有所提升，但競爭力有限；全釩液流電池、鋅溴液流電池技術成熟度有待提升，短期內大規(guī)模應用可能性不高；太陽能光熱發(fā)電技術發(fā)展受投資成本和占地面積所限，大規(guī)模應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用場景及商業(yè)模式
美國非抽蓄儲能項目已經全面實現(xiàn)商業(yè)化運營，不同應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，進一步吸引投資，有效促進美國非抽蓄儲能產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。
工商業(yè)用戶側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)輔助服務和提供系統(tǒng)容量服務贏取更多利潤。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、輔助服務收益為主。由于缺少面向用戶的服務，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)提供調頻輔助服務獲得收益。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、技術研發(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濟激勵。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準為每瓦時0.18~0.5美元，具體標準取決于項目規(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準適當下降。
配置目標方面，由州政府設立儲能發(fā)展目標，實施儲能強制目標采購計劃。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。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)布了儲能采購目標計劃。
技術研發(fā)方面，鼓勵儲能技術創(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年預算上限達到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，要求各市場按照不同調頻電源類型的調頻服務效果支付補償費用，保障儲能參與調頻服務獲得合理的經濟回報。2018年2月，通過841號法令，要求各電力市場運營機構研究制定儲能參與電力市場的相關規(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業(yè)，從戰(zhàn)略規(guī)劃、技術創(chuàng)新、產業(yè)發(fā)展、示范應用等方面部署推動儲能發(fā)展，這有助于推進產業(yè)結構升級，助力國家高起點建設現(xiàn)代產業(yè)體系，體現(xiàn)了調整優(yōu)化產業(yè)結構的根本要求。部分地方政府非常重視發(fā)展儲能相關產業(yè)，將儲能定位為區(qū)域產業(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，年復合增長率57%。其中，鋰離子電池、鉛蓄電池分別占電化學儲能裝機容量的68%、26%。我國非抽蓄儲能商業(yè)化應用水平相對較低，目前主要以用戶側峰谷套利和火儲聯(lián)合調頻為主。
我國非抽蓄儲能產業(yè)發(fā)展面臨的主要問題有：
技術方面。一是基礎核心技術原創(chuàng)研發(fā)能力亟需加強。我國對儲能關鍵技術的研究多以工程實用為導向，多數(shù)應用基于國外已有成熟儲能本體和材料開展相關應用研究。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后才投入研發(fā)，整體技術水平有所滯后。二是高端產品受進口制約。以鋰離子電池為例，我國正負極材料產量占全球總量比重達到59%和71%，但隔膜產量僅占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，而美國用戶側儲能項目的收益來源還包括輔助服務、容量服務等，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。以山西省輔助服務市場為例，《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》規(guī)定調頻服務的申報價格為每兆瓦12~20元，而2017年底則將報價范圍調整為每兆瓦5~10元，直接影響了火儲聯(lián)合調頻項目的收益。
政策機制方面。一是儲能產業(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、支持儲能核心技術研發(fā)的財政資金等，對于儲能技術研發(fā)和商業(yè)應用的政策激勵不足。二是支撐儲能應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、輔助服務交易和容量交易。
05、美國經驗帶來的啟示
技術創(chuàng)新方面，利用多種手段促進和引導儲能產業(yè)自主創(chuàng)新，擺脫舊有路徑依賴，與產業(yè)實際需求相適應。引導儲能關鍵裝備和材料的原創(chuàng)技術開發(fā)，加強自主創(chuàng)新能力，但要避免政策代替市場做技術路線選擇。推動產業(yè)向高端聚集，避免低端產能過?，F(xiàn)象。產業(yè)發(fā)展應擺脫動力電池制造的“路徑依賴”，結合電網(wǎng)應用需求提升產品設計和裝備研制水平，向適合電力系統(tǒng)應用方向轉型升級。鼓勵包括適應新能源大規(guī)模接入的源網(wǎng)荷儲協(xié)調規(guī)劃技術，分散式、大容量儲能與新能源聯(lián)合運行系統(tǒng)的建模與仿真關鍵技術，大規(guī)模儲能設備、軟件、網(wǎng)絡和數(shù)據(jù)集成技術，大規(guī)模儲能EMS、BMS與電網(wǎng)調度系統(tǒng)集成耦合技術，儲能接入系統(tǒng)性能評價技術等技術內的儲能電網(wǎng)應用關鍵技術研發(fā)。
市場環(huán)境方面，進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。政府政策重點應側重于產業(yè)培育，可適當采用稅收減免等激勵機制促進儲能發(fā)展，但要避免直接補貼形成產業(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。研究電化學儲能成本疏導策略，圍繞充分激發(fā)儲能對能源電力系統(tǒng)安全高質量運行的價值作用，設計相應動態(tài)峰谷分時電價機制、容量市場機制和調頻等輔助服務市場機制。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。
