美国非抽蓄储能产业发展分析及启示

 

　　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。 本文@内/容/来/自:中-国-碳^排-放-交易&*网-tan pai fang . com