储能产业化：技术不成熟 商业推广尚需时日

　　储能发展面临千载难逢的机遇，而其技术研发、产业运用乃至行业推广还存在诸多问题

　　刮大风时发电多，无风时没有电，这是风电的严重缺陷。同理，阴晴也会影响光伏发电的稳定性。不稳定的电源对电网挑战巨大，因此，风电和光伏一直是不受电网欢迎的“客人”。

　　近几年来，风电的浪费损失非常明显。中国的风电装机容量为世界第一，但上网电量却不足总发电量的2%。据统计，仅2013年，弃风量高达162亿千瓦时，占全部风电上网电量的11%。

　　2014年6月13日，习近平在主持召开中央财经领导小组第六次会议时提出，要大力推动能源消费革命。意即要改变目前高污染、高能耗的能源消费状况，推广和应用可再生能源。

　　储能技术，正是解决新能源与电网矛盾的关键所在——在电网调度限电时段为储能装置充电，不限电时段向电网放电。

　　然而，相比欧美等发达国家，中国在储能技术的研发、产业的运用乃至行业的推广等各方面都严重滞后。相当长时间内，储能在中国的发展近乎停滞。

　　储能技术的产业化，是目前亟待破解的难题。

　　仍处技术示范阶段

　　按照业内的研究，储能技术大致分为三类：物理储能、化学储能和其他储能。

　　物理储能包括抽水储能、空气压缩储能和飞轮储能；化学储能主要指铅酸电池、氧化还原液流电池、锂离子电池。

　　抽水蓄能电站从上世纪60年代出现，目前已应用广泛、形成规模、技术也相对成熟；铅酸电池、锂离子电池、液流电池等化学储能技术虽然起步稍晚，近年来势头迅猛，已有众多示范性项目。超级电容储能、超导储能等以高端技术为主的储能技术，目前尚处于试点研究阶段。

　　根据中关村储能产业技术联盟CNESA项目库统计的在建和已运行项目数据，全球储能市场在2008、2009、2011年三个时间点内实现较高增长，增长率分别为85%、254%和65%；中国在2010年和2011年的累计增长率也分别达到61%和78%。

　　2012、2013两年则相对坎坷，国内外储能示范项目的装机增长率都有回落。从2012年到2013年仅增长12%；相比之下，中国从2012到2013年增长率为36%，高于全球平均水平。

　　“储能产业的增长还非常不稳定，但这并不是商业原因。”CNESA秘书长张静告诉《瞭望东方周刊》，单从数据看，储能产业的增长完全因项目带动，“美国在2009年规划了16个储能项目，增长率就上去了；中国在2011年上了几个项目，增长率也上去了，然后两年又下来了。从这点上来看，储能还没有大范围商业推广。”

　　接受本刊记者采访的多位业内专家均表示，储能的发展还停留在第三阶段即示范项目上，没有真正进入市场。

　　“从这方面看，我们跟世界的差距并不大，都没有真正进入商业化运行，都处在一个创新、运用示范和总结经验的阶段。”中国可再生能源学会理事长石定寰告诉本刊记者。

　　即使同样处在项目示范阶段，中外差异也很明显。“比如美国，多是综合性示范，包括商业模式和政策试验，不像我们仅仅是一种技术性示范。”石定寰说。

　　在国内，储能技术示范性项目大多集中在内蒙古、甘肃、青海等西北地区以及广东、贵州等南方地区。贵州潘孟村储能电站、南方电网宝清储能站、赤峰煤窑山风电厂储能电站等都属于政府主推的示范项目。

　　当然，这与储能技术的现状密不可分。就全球而言，储能技术仍需要通过大量示范性项目来不断完善和改进。

　　国家发改委能源研究所副所长王仲颖向《瞭望东方周刊》表示：“这是储能发展的必经阶段，也是储能技术大规模推广必需的前期准备。技术不成熟就不可能大范围推广，也就不可能实现规模化、产业化。”

　　商业推广尚需时日

　　储能在大规模商业推广上的停滞现状并非偶然，就其本身而言确实存在很多不足。其中，储能应用的投入和收益不平衡是阻碍其市场化的重要原因。

　　“为什么大家现在不愿意使用储能？因为还是太贵。主要有两个原因，一是技术还有待突破、提高效率；二是规模化效应不明显，成本就很难降下来。”天津大学建筑学院教授朱丽告诉本刊记者。

　　从技术上说，储能还不十分成熟，其不安全性、不稳定性、污染性、自放电等问题，以及在电力系统中所需要的较长磨合期，都使一些企业望而却步。

　　“如果储能本身的技术性问题解决不了，商业推广就无从谈起，这是前提条件。”朱丽说。

　　中广核太阳能开发有限公司工程管理中心经理谢斌在接受本刊采访时表示，企业在选择储能装置时最看重性价比。“清洁能源的成本比较高且不稳定，如果储能装置的价格太高，那开发者不用说赚钱了，连成本都很难收回。”

　　中广核太阳能公司目前在青海省玉树州曲麻莱县有一个清洁能源的微电网项目，已经开始运行。谢斌坦言该项目还在亏损，“包括储能装置、发电设备在内的投资成本很高，当地的电价又太低，如果国家补贴申请不下来，肯定坚持不住。”

　　而对于众多储能装置的生产者来说，成本过高并非他们所能控制。“前期研发、实验、后期投入生产的费用非常大，我们也不希望价格太高，因为影响销量，但是没有办法。”

　　业内共识是，虽然国家政策对储能产业的发展至关重要，但储能不能始终依赖政府的照顾，最终还需回归市场。如何找到一种合适的商业模式，使得储能能够吸引市场的极大兴趣，是行业必须思考的问题。

　　张静对本刊记者举例说，拉闸限电对企业造成的损伤很大，特别是一些高精度生产的企业。如果有“清洁能源+储能”这样一个相对稳定的电源来辅助供电，企业是非常欢迎的，因为这样不仅能够提高生产效率，还能降低生产成本。

　　但是，诸多商业模式都还处于构想阶段，实质性项目少之又少。张静和石定寰都强调现阶段应加快推进储能商业化的示范项目。

　　“技术上与国外差距不大，但由于国外综合管理比我们强，就能更快地投入应用、产生效益、占领市场。”石定寰说。

　　借势新能源

　　“一个风电场本来可能有2000小时发电量，如果弃风30%~40%话，就没有收益了。在此情况下，如果你投资的储能达到一定比例，是可以保证几年内收回成本的。”谢斌说，像中广核这样的新能源开发商，看重的还有储能对于投资成本的回收。

　　一个装机规模80兆瓦、储能容量8兆瓦/16兆瓦每小时效率80%、循环寿命>10000次的风电存储项目，平衡输电的年收益能达到224万元。

　　据CNESA项目库不完全统计，截至2013年底，全球共有40个风电场储能项目含运行、在建及规划中的项目，总装机量约为241MW。

　　“随着可再生能源在我国能源消费中的比例不断提高，储能势必会有巨大的市场，这既得益于国家的政策驱动，也与储能本身的技术性能相符合。”王仲颖说。

　　分布式发电及微电网也成为近年兴起的一种储能利用形式。分布式发电是指位于用户所在地附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所生产的电力除用户自用和就近利用外，多余电力送入当地配电网的发电系统。

　　按照国家能源规划，到2020年，中国分布式发电的装机容量将达到2.1亿千瓦，占全国总装机量的11%。

　　CNESA的数据显示，截至2013年底，分布式发电及微网已经成为储能最热点的应用领域之一，中国在项目数量及总装机容量方面仅次于美国，排名第二。

　　从全球已经开展的项目来看，包含储能系统的分布式发电及微网项目，主要应用于社区、偏远地区。其中，海岛和偏远地区分别占总项目的12%和9%，主要分布在中国。

　　就中国来说，分布式发电及微网在青海、甘肃等西北高海拔地区，以及广东、海南等沿海省份的部分岛屿，都已有成功实践。

　　对于普通用户来说，储能系统在分布式发电及微网中的应用能够大大降低电费。这种系统一般配合太阳能屋顶工程承建，可存储中午多余电量用于夜间使用。以北京郊区的一个四口之家为例，每天耗电8.5度。如果配置5千瓦光伏、5千瓦每时的储能装置，每年可为该用户节约电费1642元。

　　据了解，“十二五”期间，我国将在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电，在西藏、青海、内蒙古等偏远地区推广使用光伏发电系统或建设小型光伏电站。

　　谢斌告诉本刊记者，中广核集团目前正与海南省三沙市政府合作，计划在西沙群岛部分岛礁建立微电网储能系统，以解决这些岛屿的供电问题。