电池储能电站发展扶持政策研究课题组

1 国外电池储能电站发展状况

1.1 美国

2001～2003年，美国电力公司与日本绝缘子公司、ABB公司合作，进行了100 kW（用于削峰）/500 kW（用于改善电能质量）钠硫电池储能系统的试验运行。

2002年,美国采用钠硫电池储能系统在俄亥俄州建成了第一个100 kW/500 kVA的示范电站。因此，美国电力公司获得了几年内以低价格购买钠硫电池的优惠权。2006年，西弗吉尼亚州的查尔斯顿建成了美国第一个兆瓦级的钠硫储能电站。钠硫电池额定功率是1 MW,峰值功率是1.2 MW,能提供的最大能量为7.2 MWh,可以为500～600个家庭提供6～7小时的电能。电池在夜间用电低谷期充电，在白天用电高峰期放电。一定程度上保证了查尔斯顿周边地区的夏季用电供应，同时将电力设备更新的时间推迟了6～7年。

2005年，美国电力公司与日本绝缘子公司、S&C公司和Sandia国家实验室等单位合作，在美国西弗吉尼亚州北查尔斯顿化工站内进行了1200 kW（用于削峰）钠硫电池储能系统的示范运行。该示范工程于2006年6月正式投运。运行经验表明，该钠硫电池储能系统起到了削减夏季高峰负荷、降低变压器温升的效果，系统转换效率达到76%。

2007年，美国电力公司又向日本绝缘子公司订购了3套总计6 MW的钠硫电池，分别用于提高可靠性、削峰填谷和新能源接入，预计工程总投资为2700万美元（单位造价约为人民币31500元/kW）。根据美国电力公司的发展规划，2010年将至少部署25 MW的钠硫电池储能系统；2020年将增加1000 MW的基于储能技术（包括钠硫、液流电池、抽水蓄能等）的储能系统。

美国采用日本住友电气工业公司和加拿大VRB Power Systems公司的技术，分别建立了2 MW和6 MW的全钒液流储能电池示范运行系统。

2010年，A 123公司基于电网调频的目的在纽约Westover安装20MW×15 min（一期为8 MW）锂离子电池储能系统；为稳定可再生能源的功率输出，在欧洲和密西根又分别投入运行了1 MW×15 min和1 MW×30 min的锂离子电池储能系统。

1.2 日本

在钠硫电池的研发和产业化、商业化方面日本居于世界领先地位。1983年起日本绝缘子公司和日本东京电力公司合作开发钠硫电池，2002年进入商品化阶段。

2004年东芝自动化系统工厂安装了当时世界上最大的钠硫电池储能系统，容量为9.6 MW/57.6 MWh。2008年日本建成最大规模的风电储能电站(34 MW)。1992～2007年,全球钠硫电池储能应用共计196个项目,安装容量270 MW。用于均衡负荷目的钠硫电池储能装置的安装容量接近120 MW。用于均衡负荷+EPS和均衡负荷+不间断电源模式的钠硫电池储能装置的总安装容量有100 MW左右。用于新能源领域的钠硫电池储能装置接近40 MW。截止到2009年初,全球已经建成了超过200个项目,总计超过300 MW/2000 MWh。

2010年日本绝缘子公司钠硫电池产能已达到150 MW，2011产品销售额达到23.4亿元人民币。

2011年1月，日本东北电力公司宣布在秋田县能代市的能代火力发电站建设日本最大规模的钠硫电池组。电池组由40台2000 kW的电池组成，总输出功率达80000 kW，蓄电总量可以供约5万户家庭使用一天时间。

为打造“横滨智能城市计划”，2012年7月，日本住友电工公司与日清电机、住友电设和明电舍在其位于横滨的工厂建成了一个MW级发电/电池储能系统，并投入运营。该系统包含有世界上最大的氧化还原液流电池（容量为1 MW×5 h）和日本最大的光伏(CPV)装置。晚间存储电力公司提供的电力。

1.3 英国

Innogy公司2000年8月开始建造为680 MW燃气轮机发电场配套的发电/储能调峰示范电厂，该电能存储系统储能容量为120 MWh，可满足10000户家庭一整天的用电需求。

2012年2月，磷酸盐锂离子电池和系统开发制造商A 123系统公司向配电网络运营商NorthernPowergrid公司提供6台并网电池系统，为超过380万英国用户供应电力。用于高峰负荷转移和管理英国的电网电压波动。这是英国最大的智能电网项目提供电池储能解决方案。

1.4 德国

迄2011年底，完成了至少20个电池储能及其他储能示范项目。

德国EVONIK工业股份公司宣布将联合戴姆勒汽车公司等研发机构共同开发适用于风能和太阳能发电的大容量、低成本储存的锂离子电池电站，先期计划在德国西部的萨尔州建造一个功率为1 MW的储能装置。

2 国外技术发展扶持政策概述

美国和日本等发达国家对电池储能均给于极大关注，在技术研发和商业应用上给于足够扶持。

2.1 美国储能技术产业化政策

自2007年至今，美国政府将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，并从政策和资金上给予大力支持，持续颁布了相关法案，具有较大影响力的是美国国会先后通过《2009可再生与绿色能源存储技术法案》（S.1091）和2010年7月通过《2010可再生与绿色能源存储技术法案》（S.3617）。后者对前者进行了修正和补充，主要针对大规模储能、当地储能、户用储能等储能系统的投资税收减免、性能标准和项目进展等方面做出具体规定。

美国储能法案认定合格的大规模储能设备是能够并网售电且能够提高电网可靠性和经济性的设备，储能系统的装机容量至少1 MW，释能时间至少1 h，储能能量当量至少为1 MWh。2009年上半年，美国政府拨款20亿美元用于支持包括大规模储能在内的电池技术研发，并预计在2010～2020年期间，将给大规模储能系统提供15亿美元的税收优惠。

当地储能设备主要指分布式供能系统的储能设备，储能系统设备功率至少5 kW，释能时间至少4 h，储能当量至少20 kWh，系统效率不低于80%，首先满足当地电力峰值需求并可整合存储可再生能源来供当地消费。储能法案S.3617规定合格的燃料电池、太阳能发电、太阳能建筑供冷供热（不包含给泳池供热）、2009年1月1日之前安装的太阳能照明、地热能发电、蓄热及用于插电式混合动力等能源设备的投资税收优惠比例为30%，其他能源设备享受投资税收减免比例为10%，家庭、工厂、商业中心等非并网的就地储能系统（分布式储能系统）可享受30%的投资税收减免，但是每个税收年度优惠总额不高于100万美元。

户用储能设备是指用户在所拥有的房产上直接安装使用的储能设备（包含蓄热和插电式混合动力汽车的储能设备），储能系统设备功率至少500W，释能时间至少4h，储能当量至少2kWh，系统效率不低于80%，首先满足当地电力峰值需求并可整合存储可再生能源来供当地消费。用户可享受该税收年度用于增效改造能源设备和购买新能源设备开支的30% 的税收优惠额度，但不得高于1500美元。

2012年2月，美国能源部投入1.2亿美元建设先进电池储能创新中心。美国联邦能源管理委员会（FERC）在755法案明确提出，到2012年年底以前，美国要将用于电力调频的储能系统装机规模扩大到200 MW。

美国“电网2030计划”中将用于调峰的储能、用于暂态限制的储能列入2010年区域互联电网目标，将高压直流储能列为2020年区域互联电网发展目标，大容量储能技术列为优先级最高的目标技术。在地区配电网发展规划中把开发大规模储能列为优先级最高的技术，包括储能电池、超级电容器、功率变换器、控制器、储能与电能质量相结合的设备开发等。

建立对储能系统制造企业资格的审核机制，对储能系统或设备通过认证的供应商按每瓦补贴相应金额，补贴金额要能确保企业能获得微利。2008年钒电池在美国加州通过审核，获得新型储能系统资格（AES），加州政府出台奖励政策，对有AES认证的供应商提供2美元/W的补助。美国储能市场一直稳步增长，在2010年达到6亿美元，预计未来每年平均增长26.6%，到2015年将接近20亿美元。

2.2 日本储能产业化政策

日本自20世纪90年代以来投入大量资金支持大容量储能技术的前期研发、示范项目建设以及后期商业化运作，极大促进了钠硫电池等储能技术的发展。其中，在2003～2010年日本绝缘子公司研发钠硫电池的过程中得到了新能源产业技术开发机构至少236.2亿日元的资金支持。例如项目Demonstrative Project of Regional Power Grids with Various New Energies，执行期为5年(2003～2007)，其中在2004～2007财年预算分别为63.6亿日元、56.5亿日元、27.1亿日元、11.5亿日元。