美国储能发展状况

导读：美国大多数电池储能装置使用的是锂离子电池，但设计参数，如功率、能量容量和持续时间却因地区和项目而异。美国储能容量占比中，电池储能占较大份额。

（来源：微信公众号 电池联盟 ID：zgcbcu 作者：龙阙）

2003年以来，美国大型储能容量的增加，大部分都是来自电池储能。

2016年，美国安装了197兆瓦的大型电池储能项目后，美国的年新增电力容量达到了历史最高水平。

2017年，美国第一个大型电池储能装置投入使用，到2017年底，就有708兆瓦发电量投入运行。

美国大多数电池储能装置使用的是锂离子电池，但设计参数，如功率、能量容量和持续时间却因地区和项目而异。

一|美国大型电池储能

美国90%的大型电池储能项目，分布在七个有组织的独立系统运营商（isos）或区域运输组织（rtos）控制的五个区域，以及阿拉斯加和夏威夷（ak/hi）等非相邻州中，如图1所示。

图1按地区划分的大规模美国电力和能源容量（2017年）

这些地区占美国大规模电力总容量的53%，而这种状况是由这些地区的市场设计和政策差异造成的。

2003年至2017年，美国安装了734兆瓦的大型电池储能容量，其中近40%位于PJM互连中，如图2所示。

图2. 按地区划分的美国大型电池储能装置（2017年）

PJM全拼为“PJM INT.，L.L.C.”，是经美国联邦能源管制委员会（FERC）批准，于1997的3月31日成立的一个非股份制有限责任公司，实际上是一个独立系统运营商（ISO）。

PJM目前负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。作为区域性ISO，PJM负责集中调度美国目前最大、最复杂的电力控制区，其规模在世界上处于第三位。

2012年，PJM创造了一个新的频率调节市场，其条件非常有利于电池的储能。

虽然PJM的总装机量占美国现有大型电池储能容量的18%，但却占2017年美国能源容量的44%，如图3所示。

图3. 按地区划分的美国大型电池储能容量（2003—2017）

美国储能装机量中的大型电池储能装机量的平均功率为5兆瓦，平均持续时间为4小时，如图4所示。

图4. 按地区划分的美国大型电池储能的功率容量和持续时间（2017年）

PJM中的装置倾向于以功率为导向，具有更大的容量和更短的持续时间，以满足频率调节应用。

PJM中的大型电池储能装置的平均功率为12兆瓦，且平均持续时间小于45分钟。

截至2016年底，美国大型电池储能容量的一半以上是由独立发电商（IPP）所有。

就能源容量而言，美国大型电池储能的总体所有权在IPP和投资者拥有的公用事业公司（IOU）之间更加平衡，如图5所示。

图5. 按地区和所有权类型划分的美国大型电池储能容量（2016年）

在阿拉斯加，大多数大型电池容量属于合作社所有，是国家发电资产较为常见的所有制类型。

美国国有电力公司拥有6%的大型电池储能电力容量，由一个大型（30兆瓦/20兆瓦时）装置驱动，该装置位于南加州，隶属于灌溉区。

二|美国小规模电池储能

2013年，加利福尼亚州制定了一项储能任务（大会法案2514），要求其投资者所有的公用事业公司到2024年在输电、配电和客户层面安装1325兆瓦的储能装置。

2016年，美国公用事业公司报告了66兆瓦的小型储能容量。超过60%的电力装在商业部门，31%装在工业部门。

此外，美国小规模储能容量中，有近90%都在加利福尼亚州，特别是由四家公用事业公司拥有，即南加州爱迪生（SCE）、太平洋天然气和电力公司（PGE）、圣地亚哥天然气电力公司（SDGE）、萨克拉门托市政公用事业区，如图6所示。

图6. 按部门划分的美国小型储能能力（2016年）

加利福尼亚州商业部门的大多数小型储能设施都在SCE和SDGE的标准中，分别占50%和38%。加州工业部门的71%的小型仓库都在PGE的管辖范围内。

加利福尼亚州小规模储能发电容量的很大一部分可归因于该州的自发电激励计划（SGIP），该计划为安装客户现场分布式发电提供了财政激励。

截至2016年年底，SGIP提供了49兆瓦的储能回扣，这是加州所有小型储能容量，占83%。

通过SGIP获得回扣，有助于加利福尼亚州的储能授权（大会法案2514），该法案要求2024年之前安装200兆瓦的储能装置。

2017年5月，加州公用事业委员会通过命令SCE、PGE和SDGE采购额外的500兆瓦分布式储能，包括不超过125兆瓦的储能，实施了第2868号装配法案。

截至2017年12月，一些开发商向ELA报告，预计在2018年至2021年期间，239兆瓦的大型电池储能将在美国投入使用。

考虑到安装储能设施所需的短期规划期，计划容量不一定反映出这段时间内的全部构建，但可以将估计值用作趋势指标。

据报道指出，加利福尼亚州占计划中大规模电池储能的77%。

2018年，AEO第一次将储能电站以外的储能的运行或容量预测纳入模型结果中。

AEO根据《年度能源展望》预测，假设美国现行法律和政策的实施，项目大规模风力发电量增长50 gig，到2050年，大规模电池储能容量预计将增长到40GW，如图7所示。

图7. 美国大规模风能、太阳能和电池容量预测（2020—2050年）

除加利福尼亚州外，拥有小型储能容量的州还有纽约、夏威夷和乔治亚州，其中大部分容量安装在商业部门，如图8所示。

图8. 按行业分列的美国加州以外的小型储能能力（2016年）

三|美国化学电池

电池储能中的化学电池有几种不同类型，包括锂离子电池、镍基电池、钠基电池、铅酸电池和液流电池。

锂离子电池占大容量电力装机容量的80%以上，具有循环效率高、响应时间快的特点。此外，它的高能量密度使其成为了便携式电子和电动汽车行业的首选电池。

镍基电池是美国最早在一些大型电池储能系统中使用的电池。如2003年在阿拉斯加费尔班克斯增加的系统。镍基电池通常具有高能量密度和可靠性，但循环寿命相对较低。

钠基电池的容量，截至2016年底，占美国装机大型电力容量的3%，装机大型能源容量的12%。这种类型的电池是一种基于丰富材料的成熟技术，循环寿命长，适合长放电应用。这些系统基于钼电聚合物材料，需要较高的工作温度（~300“C）。

铅酸电池是最古老的蓄电池形式之一，始于19世纪中期，是一种成熟的技术，广泛应用于乘用车。截至2016年底，在美国安装的大型电池储能容量中，铅酸电池占2%-3%。

此外，由于其能量密度和循环寿命相对较低，因此电网规模部署有限。美国最早的大型电池储能装置使用的是镍基和钠基电池，如图9所示。

图9. 美国大型化学电池容量（2003—2016）

2011年以来，美国大多数装置都选择了锂离子电池，包括最初依赖不同化学物质的旧系统改造。

例如，2012年，杜克能源公司在德克萨斯州西部的诺里斯风力发电厂增加了36兆瓦的铅酸蓄电池储能，但在2016年，用锂离子电池取代了原铅酸电池。

液流电池是一种新兴的电池储能技术。2016年，阿维斯塔公用事业公司在华盛顿州安装了美国第一个大型液流电池储能系统。另外两个由华盛顿和加利福尼亚的电力公司于2017年安装。

电池有物理操作限制，如功率输出和放电持续时间。这些约束通常是为了优化向网格交付某些类型的服务或应用程序而设计的。图10说明了每种应用可获得的总功率和能量容量。

图10. 美国大型电池存储服务的应用（2016年）

四|美国电池储能成本

电池储能技术的成本取决于技术特性，如系统的功率和能量容量。根据电池储能系统的持续时间、费用可分为三大类，即能量、容量与功率。

从在电力容量和能源容量方面来看，由2013年至2016年美国安装的大型电池储能系统分析，如表1所示，短期电池储能系统的平均功率为13mw，中期电池储能系统的功率为13.8mw，相比而言，长期电池储能系统的平均容量要小得多，为2.7兆瓦。

表1. 按持续时间划分的大型蓄电池组资本成本估算的样本特征

相比之下，中长期电池储能系统的平均能量容量均超过15mWh，而短时间电池储能系统的平均能量为4.7mWh，是长时间电池储能系统的三分之一。

与持续时间较长的电池相比，持续时间较短的电池系统通常具有较低的标准化功率成本（美元/千瓦），反之亦然，因为长时间系统的总系统成本分布在更大的储能基础上。尽管如此，但标准化成本值的范围还是由技术和特定地点的要求驱动，如图11所示。

图11. 按持续时间划分的大型电池存储系统的总安装成本

与非储能技术不同的是，电池储能可以在一天中的不同时间提供和消耗能量，创造了成本和收入流的不寻常组合，使其成了更具挑战性的发电技术。

确定电池储能系统成本的一个挑战是用电网上运行的技术与电池储能技术竞争，确保储能技术正在使用，以及该技术存在哪些收入机会。另一个挑战是随着时间的推移，系统的退化。所谓退化，是指与电池部件或系统的使用或使用寿命相关的电池功率或能量性能的持续下降。

储能系统通常在电池系统的使用寿命中以指定的时间间隔收缩一定的性能水平。性能有时可以通过以商定的充放电速率的全周期功率输入和输出来表征。

储能系统操作员可以通过以下两种方式在系统使用寿命内交付约定的系统性能，一是增加比需要更多的储能或放电容量，随着系统的老化，其容量将保持在或高于系统寿命后期所需的合同容量。二是持续升级，替换其中的某些部分，以在其生命周期内保持约定的性能。

但是，以上操作，存在两个问题，一是导致更高的初始安装成本，二是导致整个储能设施使用寿命期间更高的操作和维护成本。

因此，仅比较不同电池系统的标准化成本，并不一定能够捕获寿命成本的变化。

五|市场和政策驱动因素

电池在物理上能够为许多应用提供服务，每个应用都有利于电力系统中的一个或多个参与者，包括输电和配电系统操作员、发电资源和消费者。

但是，根据美国现有的市场规则和其他政策，储能服务这些应用程序的功能能力可能受到限制。随着技术的成熟和工业的发展，这种情况已经开始改变，一些地区的利益相关者已经获得了融资、采购和运营等方面的经验。

美国大部分储能活动由批发市场运营商和国家级监管机构领导。isos/rtos是独立的、由联邦监管的非盈利组织，可确保可靠性，优化批发电力的供需投标。

美国许多现有的市场规则可能不考虑作为电力消费者和生产商的电池储能的独特运行参数和物理限制。然而，由FERC isos/rtos采取的行动已经开始为储能开辟一条道路，以参与其市场。

2011年，没干过发布的FERC 755号订单，该订单要求ISO/RTO市场提供更快的斜坡频率调节的资源补偿。

根据755号订单，PJM将其频率调节市场分为了两种服务，即快速爬坡服务和较低爬坡服务。

2015年，超过180兆瓦的大型电池储能容量在PJM运营区上线。然而，PJM开始观察其频率调节市场结构中的操作问题，并改变了其频率调节信号。自PJM做出这些改变以来，该地区的大型电池储能装置已经趋于稳定。

此外，美国其他系统运营商已实施市场规则的相关变更，包括开发用于储能、指定参与模型、降低大小要求、允许聚合和定义持续时间要求的独特资产类别。但是，这些地区没有看到与PJM相同级别的大规模电池储能部署。

2018年2月，FERC发布了第841号命令，要求系统运营商消除在容量、能源和辅助服务市场中参与电力储能资源的障碍。每个ISO/RTO必须修改其电价，包括识别电储能资源物理操作特性的市场规则。

六|美国国家级政策行动

除FERC活动外，迄今为止，美国涉及储能的联邦政策已被限制，涉及储能的大多数政策行动都处于州一级。国家一级的政策行动包括制定采购任务、制定激励措施，以及要求将储能纳入长期规划机制。

2013年，美国加州公用事业委员会（CPUC）实施了《2514号装配法案》，授权投资者所有的公用事业公司在2020年前在输电、配电和客户水平上采购1325兆瓦的储能。所有产能必须在2024年前投入使用。

2015年，为了响应阿莱克在洛杉矶郊外的阿利索峡谷天然气储能设施要求，加州现有电池储能容量的60%以上被安装完毕；此外，俄勒冈州通过了一项法律，规定到2020年，两个电力公司各获得5兆瓦时的储能能量。

2016年5月，为了帮助解决因天然气供应受到限制而带来的风险，CPUC授权南加州爱迪生电力公司加快对储能的招标。到2016年12月，系统新增了62兆瓦的电池储能容量。CPUC还加快了圣地亚哥燃气和电力公司正在进行的38兆瓦电池的采购。

2017年5月，CPUC通过命令投资方所有的公用事业公司购买最多500兆瓦的分布式储能装置（包括不超过125兆瓦的客户现场储能装置），实施了第2868号装配法案，生成了激励计划，为储能安装提供财政激励。

2017年6月，马萨诸塞州能源部制定了到2020年达到200兆瓦时的储能目标。

2018年1月，纽约宣布了到2025年1.5千兆瓦的储能目标。截至2018年5月，除加利福尼亚州外的三个州也制定了储能授权或目标。

此外，美国其他一些州，如内华达州，允许将储能系统纳入可再生产品组合标准。除目标外，国家还提供了财政奖励，包括赠款、对试点项目的支持和税收奖励。

2018年，马里兰贝甘托为住宅和商业系统的安装成本提供了30%的税收抵免。美国很多州要求公用事业公司制定综合资源计划，以证明各公用事业公司能够通过发电、输电和能效投资的组合满足长期需求预测，同时将成本降至最低。

将储能纳入这些计划可能是一个挑战，因为储能不同于传统的发电机和需求侧资源。例如，储能具有独特的操作限制，可以在整个系统的各个点上相互连接，可以服务于各种应用程序，并且面临着政策和可能影响系统盈利能力的法规。

不过，尽管如此，美国一些州已经开始要求公用事业将储能纳入综合资源计划，包括亚利桑那州、加利福尼亚州、康涅狄格州、科罗拉多州、佛罗里达州、印第安纳州、肯塔基州、马萨诸塞州、新墨西哥州、北卡罗来纳州、俄勒冈州、犹他州、弗吉尼亚州和华盛顿州。

从长远来看，美国风能和太阳能的增长将提供储能发展，并提供风力或太阳能发电量较大的时间内产生的可再生能源，以满足高峰电力需求。

在长期规划模型中，美国储能技术建设依然存在挑战。由于建设的目的是提供数十年的结果，因此模型结构的简化经常发生。

根据美国EIA（环境影响评价）对多种能源类型的比较，如风能、太阳能和储能，随着能源储能市场和应用的发展，美国将以电池储能为代表，进一步继续发展。（参考资料来源：美国能源信息管理局）