编者按：未来锂离子电池仍将是美国储能产业发展的重点技术路线。美国非抽蓄储能项目已经全面实现商业化运营，进一步吸引投资，有效促进美国非抽蓄储能产业健康可持续发展。

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。

01、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，主要应用于微网及用户侧，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，目前是电网辅助服务、可再生能源并网、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，适用于电网辅助服务、大规模可再生能源并网等应用场景；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。

02、美国非抽蓄储能典型应用场景及商业模式

美国非抽蓄储能项目已经全面实现商业化运营，不同应用场景下收益来源多样化，多种收益可以实现有效叠加，提供相对稳定的收益来源，进一步吸引投资，有效促进美国非抽蓄储能产业健康可持续发展。

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，投资回报周期较短，收益主要以节省需量电费为主，其他时段通过参与电网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%。

电网侧储能项目初始投资较大、收益率较低，投资回报周期较长，项目收益来源以延缓输配电网升级、辅助服务收益为主。由于缺少面向用户的服务，此类项目的盈利模式具有一定局限性，通常由电网公司直接投资。以纽约市供电企业联合爱迪生(ConEdison)公司为例，配置65兆瓦/175兆瓦时储能系统延缓布鲁克林区和皇后区变电站的升级改造，投资成本1.1亿美元，年收益982万美元，年化收益率仅为3.3%。

“分布式光伏+储能”项目投资成本非常低、项目收益率非常高，投资回报周期短，项目主要收益来源为政府补贴和通过自发电降低用电成本带来的收益，此外还可通过为电网提供调频辅助服务获得收益。以加州屋顶光伏用户为例，配置2千瓦/4千瓦时储能系统，投资成本2800美元，年化政府补贴300美元，年收益830美元，年化收益率为24.4%。

03、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号法令(2007年)、755号法令(2011年)、784号法令(2013年)和792号法令(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报。2018年2月，通过841号法令，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。

04、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：

技术方面。一是基础核心技术原创研发能力亟需加强。我国对储能关键技术的研究多以工程实用为导向，多数应用基于国外已有成熟储能本体和材料开展相关应用研究。例如，我国电池厂商在美国、日本等国家取得铅炭电池核心技术后才投入研发，整体技术水平有所滞后。二是高端产品受进口制约。以锂离子电池为例，我国正负极材料产量占全球总量比重达到59%和71%，但隔膜产量仅占39.4%，且主要集中在中低端电池隔膜材料，高端电池隔膜材料仍从日本、韩国进口。

商业模式方面。一是项目收益来源相对单一，盈利能力较弱。以峰谷价差较大的江苏省为例，用户侧非抽蓄储能项目收益主要来源于减少需量电费和峰谷价差套利，投资回收周期为8年，而美国用户侧储能项目的收益来源还包括辅助服务、容量服务等，投资回收周期可缩短至6年。二是政策和市场规则具有较大的不确定性，长期收益稳定性较差。以山西省辅助服务市场为例，《山西电力调频辅助服务市场运营细则》规定调频服务的申报价格为每兆瓦12~20元，而2017年底则将报价范围调整为每兆瓦5~10元，直接影响了火储联合调频项目的收益。

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。

05、美国经验带来的启示

技术创新方面，利用多种手段促进和引导储能产业自主创新，摆脱旧有路径依赖，与产业实际需求相适应。引导储能关键装备和材料的原创技术开发，加强自主创新能力，但要避免政策代替市场做技术路线选择。推动产业向高端聚集，避免低端产能过剩现象。产业发展应摆脱动力电池制造的“路径依赖”，结合电网应用需求提升产品设计和装备研制水平，向适合电力系统应用方向转型升级。鼓励包括适应新能源大规模接入的源网荷储协调规划技术，分散式、大容量储能与新能源联合运行系统的建模与仿真关键技术，大规模储能设备、软件、网络和数据集成技术，大规模储能EMS、BMS与电网调度系统集成耦合技术，储能接入系统性能评价技术等技术内的储能电网应用关键技术研发。

市场环境方面，进一步明确储能市场主体地位，完善储能市场价格机制，着重为储能发展提供良好的市场生存环境，为储能商业模式拓展提供空间。政府政策重点应侧重于产业培育，可适当采用税收减免等激励机制促进储能发展，但要避免直接补贴形成产业发展依赖。通过建立储能发展基金、搭建投融资平台等方式，探索多方式资金来源渠道。研究电化学储能成本疏导策略，围绕充分激发储能对能源电力系统安全高质量运行的价值作用，设计相应动态峰谷分时电价机制、容量市场机制和调频等辅助服务市场机制。确保电力市场中所有参与主体获得公平待遇，帮助储能通过市场手段发现价值，最终通过市场解决成本回收问题。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年11期，作者就职于国网能源研究院有限公司。

原标题：美国非抽蓄储能产业发展分析及启示