储能：成长的烦恼

/本刊记者 贾常艳/

储能：成长的烦恼

/本刊记者 贾常艳/

能效问题基本的核心是用电的稳定安全，在输电和配电及整个电网的结构中是不计成本的，电网在维系用电，稳定安全方面做了巨大的贡献。过去的国家能源战略从没把能效作为目标提出，这个目标在最近几年刚刚提到。这与国家的能源战略是相关的。如果没有环境的考核和能效的考核其实是没有必要发展储能的。

根据CNESA的项目库统计的在建和已运行项目数据，2013年储能项目累计装机容量从2012年的47．7MW上升至64．9MW，增长率为36%。截止2013年年底整个储能市场有736兆瓦的规模，去年是658兆瓦，在容量上增长了12%，增速比较平稳。今年一季度，增长了15兆瓦的装机容量，据不完全的统计，目前在运行项目近200个，规划130个。

储能作为一项新兴产业在2008年之后一直保持着较快的增长，2013年底储能装机增长速度更是超过了国际的增长速度，这除了与近年来分布式微网方面的较大发展有关外，与国家的重视和行业相关部门的力推也是分不开的。装机量在增长，示范项目也在成倍增加，储能的火焰在众人拾柴中越烧越旺，但是，眼看储能就要发展成燎原之势，中国电力科学研究院超导电力研究所所长来小康却说：“对储能来说，现在还不是大规模产业推广的阶段。”储能的“火候”到底该如何控制呢？

中国式储能被裹足

全球的储能革命正在不断地深化，北美、欧洲、亚太地区是储能项目开展较多的区域，美国拥有全球近一半的示范项目，日本储能项目装机容量仅次于美国，欧洲的储能将会伴随着可再生能源发电的发展而拥有更大的前景，韩国在储能方面的发展表现得很活跃。据某机构预测，全球电网级储能市场规模将在2017年达到104亿美元，甚至更多。中国储能市场的发展与全球储能市场的发展形势保持着相似的步调，但是具体到储能产业的发展，中国式储能又有别于国外。“由于应用模式的欠缺。中国的储能产业还在泥沼中前行，产业始终面临着技术、应用和市场机制的三重挑战，传统能源体制和机制相对僵化、非市场化的状态，导致政府对储能产业的投入并不能有效配置到行业发展的关键环节，无论是关键技术的基础研发，还是产业所需要的大量社会资本的参与，产业都缺乏有效的方法进行高效的资金资源配套。”中关村储能产业技术联盟理事长俞振华说，“国家正逐步加强对这个领域的重视，我们正在朝着这个方向前进，但由于传统的体制惯性，过程并不顺利”。

美国、日本等已将储能作为一个独立的产业出台了相关的扶持政策，从标准、补贴、项目应用等方面进一步促进储能产业的发展，美国加州通过的AB2514法案确定2020年加州电力供应中的1/3将是可再生能源，并要求该州三大公用事业公司在未来10年内完成1.3吉瓦储能项目。但是在中国却不见明文规定的储能发展政策，这一点让很多业内人士很着急。然而，来小康却表示：”现在出台政策可能还不太成熟，需要通过政策来激励相关的企业快速发展，但是我们需要知道这个支点在哪儿，政策的扶持需要多大的力度，应该补贴多少，包括储能装置的基本性能及经济性都还没有摸透的时候制定政策是不可取的。所以需要在示范工程中积累数据信息，把问题搞清楚后再往下走，匆忙出台政策我觉得是不合适的。”

补贴要看环境、能效

任何一个受到国家扶持的产业都离不开补贴那些事儿，储能也不例外。储能的产业链很长，涉及的产业很多，而且大都是新兴产业。对于储能的补贴到底该如何权衡？俞振华说：“储能要补贴多少一定是基于储能综合系统的具体综合应用价值。”他表示，“过去十年国外做了大量的工作，美国、日本、欧洲等都有相关的政策出台，但是他们和中国的电力市场机制是完全不一样的。所以在计算综合效益的时候，能源电力体制一定要在两个方面做出考虑，也就是环境成本和能效问题，而传统的能源电力体制是没有考虑的。”

谈到环境成本，俞振华说：“我国的能源供应70%～80%源于火电，火电对能源的成本没考虑在内。但是，在新能源的比例不断提升的情况下，现有的火电为主的电力体制已经不能很好地支撑电网的平衡了，尽管现在对光伏、风能有了专门的单独的扶持政策，使新能源在过去几年得以快速发展，但从环境视角来说还是远远不够的，新能源的支撑根本满足不了用能增长的需求，所以还不得不建多的火力发电厂去满足用能增长的需求。这是中国的实际状况。”但是，“现在推可再生能源的力度非常大，我们有0.015元给新能源，欧洲有0.1欧分补给新能源，差了几十倍。”俞振华如是说，差别如此之大不禁让人唏嘘。环境成本的考量与能源结构和电力体制有着千丝万缕的联系，而我国的能源结构和电力体制的问题也是当下储能产业发展必须面对的。

“过去整个电力系统没有考虑能效问题。”俞振华说，“能效问题基本的核心是用电的稳定安全，在输电和配电及整个电网的结构中是不计成本的，电网在维系用电，稳定安全方面做了巨大的贡献。过去的国家能源战略从没把能效作为目标提出，这个目标在最近几年刚刚提到。这与国家的能源战略是相关的。”

“如果没有环境的考核和能效的考核其实是没有必要发展储能的。”俞振华说道，对储能应用的经济性分析是困扰储能发展的核心问题。

示范应用质量并举

对储能来说，行业最需要的是什么？最需要的是应用模式。储能的应用示范项目在我国遍地开花，从《储能产业研究白皮书2014》可知，华北区域项目开展数最多，东北、西北、华东、华南区域较为平均，西南和华中地区项目开展数目最少。华北地区主要的储能应用类型为风电储能、分布式发电及微网储能，另外华北地区还拥有中国唯一一个调频储能电站，石景山热电厂储能电站项目。东北地区主要的储能应用类型为风电储能，国电和风北镇风电场储能项目、龙源法库卧牛石储能项目等是该地区的主要项目。西北地区主要的储能应用类型为分布式发电及微网储能，其中又以离网项目居多。华东地区海岛分布式发电及微网储能项目最多，如舟山市东福山岛风光储柴及海水淡化综合系统工程。另外华东地区为缓解个别地区特定时段用电紧缺而投入的移动储能项目，如为缓解采茶期用电紧张而投入运行的安溪移动式锂电池储能电站。华南地区以配电网侧的储能应用最为亮眼，其中包含广为人知的南网宝清储能电站项目。另外，海岛分布式发电及微网也占有很大比例，包括珠海东澳岛智能微电网、海南三沙智能微电网项目等。

但是“示范项目不是为了去推广创新模式，而是能去验证应用模式。”从这个角度来说，我国的示范项目还是远远不够的。储能示范项目欠缺的不只是量，在质上更需要注意的是“示范过程中对相关信息的收集、整理和挖掘”。

可再生能源并网、分布式发电及微网是中国储能应用最重要的两个领域。“国际上的示范工程中，可再生能源占的比例都是最大的。国外由于电价政策的原因，一些电力辅助服务中有些商业运行的经验，但是中国的电价政策的市场机制不太支持，所以我们还是会在可再生能源领域得到优先的主要的示范。”来小康说道。

可再生能源并网、分布式发电及微网、电力输配、辅助服务、电动汽车储能应用5个领域仍将是储能未来最主要的应用领域。

多种技术路线并存

人们已经探索和开发了多种形式的储能方式，包括物理储能、化学储能和超导储能。每一种具体的储能方式发展的水平也尽不相同。未来储能发展的道路应该如何延伸，在抽水蓄能、压缩空气、铅酸蓄电池等储能方式中，谁将成为主导？这一点众说纷纭。

对此，俞振华表示：”储能的发展路线是一个动态的路线。很大程度上，产业政策特别是电力市场的产业政策会决定未来储能的选择。”现在的核心问题是下游的电力市场政策还在调整过程中，还没有形成可持续的、固定的政策路线。在市场化机制没形成的时候，技术路线也是动态发展的过程。但是，他认为，“未来储能的技术路线一定是多种技术路线并存的发展方式，是综合的选择，具体的应用需求下会有具体的技术主导。”

糖衣诱惑更需谨慎

国际能源署发布的《2014能源技术展望》指出发电、输配电和电力消费环节的技术选择及应用对于发展经济高效的一体化电力系统十分关键。而储能在一体化低碳电力系统中可以发挥多种作用，这一点不可否认。EOS Energy Storage公司总裁Steve Hellman指出储能价值来源的三重性，在容量市场价值方面，在解除电力管制地区参与电力批发市场最高容量段竞价；为垂直整合电力市场省去新建高峰发电的成本。在能量市场价值方面，利用峰谷差价套利；通过缓解输电拥堵为电力运营商省去拥堵成本。此外，储能可避免基建成本，延迟配输电网络扩容；充分利用现有的基础设施，延长老电厂的使用寿命。

在国内也有人认为，储能是无电和弱网架地区光伏/风电的必要选择，储能是推动分布式发电规模化发展的必然选择，特别是随着分布式光伏的发展，分布式新能源并网比例也会增高，这必然会带来电网调度调节的困难，而储能的配合可以极大地缓解电网调度的压力，有人把储能看做是分布式发电电网友好的关键手段。

尽管如此，储能也不能高歌猛进。“最近一两年很可能是储能实现关键变革的重要时期。”中关村储能专业技术联盟张静表示，储能发展的政策、标准还需要渐渐的浮出水面。俞振华指出，“欧洲、美国、日本等的政策路线方式等都值得中国借鉴，希望中国能有这种战略性的储备，目前这些都处于刚起步的阶段，虽然重视程度很高，但目前政府缺乏专业性的组织、专家，对很多深层次的问题大家还不是很熟悉，这会影响产业的发展。”因此，在储能的发展政策还处在调研阶段，许多问题悬而未解的当下，“企业必须要有自己的战略考量，谨慎的考虑才是对的。”面对企业发展储能的积极性不高，来小康做出了如此的评价。而这也正是储能产业科学发展必须要控制好的火候。这可谓成长的烦恼，不可回避。

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