储能技术谁担重任？ 商业模式仍待摸索

近日，欧洲首座并网混合飞轮储能电站项目宣布即将开建，这标志着纯机械、清洁、环保的储能技术正进入大规模实践阶段。

储能技术常常被看做是可再生能源发展之路上必须跨越的一道坎。华北电力大学教授，能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣说：“风电、光伏等可再生能源发电大都具有随机性、间歇性的特点，需要配合储能技术削峰填谷缓解电网调节压力，提升经济效益。”

但储能技术各种各样，从蓄水储能到锂电池，到飞轮储能、压缩空气，但究竟哪一种能承担削峰填谷的重任，中国储能技术发展现状如何，距离大规模应用还有多少路要走，这些都迫切需要回答。

技术各有千秋

2014年的最后一天，是我国第一个国家级风光储输示范工程——张北风光储输项目彻底建成并全面试运行的日子。在曾鸣看来，“这一工程探索出了一条世界首创的风光储输联合发电运行模式，对于大规模间歇性新能源的并网利用意义重大。”

张北风光储输示范项目一期工程是在2011年正式投运的。其选择了锂电池储能方式，接近80%采用了磷酸铁锂电池系统，共安装了27万节电池单体，是全球最大的集风力发电、光伏发电及化学储能和智能输出为一体的新能源工程。截止到2014年底，其已经安全输出清洁电量8.4亿度，其中风电和光伏分别5.9亿度和2.5亿度，储能电0.05亿度。

这一项目运营方中国电力科学院电工与新材料所所长来小康说：“下一步工作主要是进行数据挖掘，用大数据分析哪种技术好，不足在哪。”据悉，在二期项目中，总投资将达到64亿元，光伏发电60兆瓦，化学储能50兆瓦，锂电池仍然是主要储能设施。

根据储能技术能量存储原理的不同，储能技术一般可分为电化学储能、电磁储能以及机械储能。据曾鸣介绍：“电化学储能主要是通过氧化还原化学反应进行能量的存储和释放，主要产品有铅酸电池、锂电池、镍镉电池等。电磁储能主要是靠建立磁场或者电场存储电能，主要产品有超导磁储能、超级电容器。机械储能是将电能转换为机械能的形式存储，主要有抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能。”

在谈到各种储能技术的利弊时，曾鸣表示：“电化学储能的优势在于能量转换效率高，但是由于当前技术不够成熟，导致电化学储能的价格偏高，需要使用安全防护，限制了电化学储能的进一步发展应用;电磁储能的优点是使用寿命长、功率密度大，但同样也存在技术不成熟，能量密度低等问题;机械储能使用寿命长、储能容量最大，但一般对场地有特殊要求，除抽水蓄能，其他机械储能技术还存在能量转换效率低、能量密度低等问题。”

眼下，以抽水蓄能为代表的物理储能是目前最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能方式，以各种电池为代表的电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。中国科学院青岛生物能源与过程研究所研究员黄长水评价道：“储能方式各有各的利弊，但通过储能方式进行电力转换，肯定是一个必然的发展方向。”

“量变”的积累中

为了鼓励储能技术的发展，我国政府相继出台了一系列政策。2009年，全国人大常务委员会通过的《中华人民共和国可再生能源法修正案》，明确提出支持新能源和储能产业发展;2010年，国家发改委发布了《合同能源管理财政奖励资金管理暂行办法》，明确提出对储能项目提供相应的资金支持;此外，国务院办公厅于2014年11月发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》首次将储能产业写入国家级能源规划文件。

政策鼓励之下，我国已经开展了一系列大规模的储能尝试。例如，中国电力科学院2×100kW储能试验系统项目、河南分布式光伏发电及微网运行控制试点工程、东莞松山湖工业园储能系统项目以及张北风光储输示范项目等一系列储能示范项目、工程。现在，中国锂电池总装机量已占据全球的65%，铅酸电池和液流电池也占据了全球总装机量的19%和14%。

除了政策鼓动，储能技术发展的最重要动力还是来自市场。近年，中国可再生能源发展可谓迅速。截至2014年底，中国风能和太阳能的装机容量已达9000万千瓦和3000万千瓦，分别位居全球第一位和第二位。但风电、光伏等可再生能源由于其间歇性，都需要配合储能技术削峰填谷缓解电网调节压力。这就为储能技术发展提供了巨大的动力。

但是在业内人士看来，目前中国储能产业的发展还刚刚开始。2015年1月，在“储能产业重大课题研究规划建议暨储能应用分会筹备工作会议”上，中国工程院院士杨裕生指出：“储能技术还处在初级阶段，没有经验，‘十三五’储能示范项目应考虑经济性分析和数据积累。”

在中国科学院大连化学物理研究所储能技术部部长张华民看来，储能的应用能够给电力系统带来包括经济、环境和社会效益等综合价值。但目前还未形成衡量这种综合收益的商业模式，所以市场驱动力尚显不足。这已对中国储能技术的进步、产业的发展造成了不利影响。

目前，储能技术大规模推广的障碍主要集中在其技术水平和经济性方面。据曾鸣分析，“一方面，当前的储能技术并不成熟，尚不具备大规模推广的条件;另一方面，储能装置的投资成本较高，经济性有待提高，以张北风光储输项目为例，项目每千瓦成本是风电场平均单位千瓦投资的2倍多。鉴于上述两方面的问题，国家一方面应加大对储能技术研发及应用的扶持力度，同时还应完善相关的电价政策来为储能的商业化提供支持。”

求发展“急不来”

虽然中国可再生能源发展十分迅猛，风电发电量已经达到全社会用电量的2.78%，但中国的风电利用率却并不高。数据显示，2014年全国风电累计平均利用小时数1884小时，而2013年是2080小时，同比下降160个小时。利用率低下导致的一个直接结果就是弃风、弃光现象严重。

以全国风资源最丰富的“三北”地区为例。2014年年中，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，报告显示吉林省2013年弃风电量约为31亿千瓦时，弃风率达20%，同时该省的弃光率也已接近14%。

分析其成因，曾鸣解释道：“这主要是由于当地可再生能源消纳能力及外送消纳能力较低造成，归于技术层面主要是由于可再生能源并网及外送的相关配套措施不足所造成的。”当本地无法消纳剩余可再生能源时，只有在风电并网过程中使用储能系统，平稳电力，才可以有效解决可再生能源并网的稳定性不足的问题。

但也有人并不完全同意上述见解。中国电力科学研究院副总工程师胡学浩说：“风能光伏的弃风弃光的原因主要还不在于储能，这是因为中国的风能资源与用电负荷重心的错配。解决弃风的问题需要储能，但首先要外送。”只有这样才能保证大部分电量可以送，更高负荷的时候，可以短时间地存起来。“但是如果分布式起来了，就地消耗就占比较大的比重，储能技术就比较重要了。”他说。

“中国和欧洲最大的差异在于，欧洲储能的对象主要是分布式能源，我们集中式开发的项目更多，我们需要更加注意规模效应，集中式储能要么是做到单一规模比较大，或者不同地点的储能能够实现集群的效应。”来小康说。

曾鸣认为：“分布式电源具有分散和规模小的特点，微网中分布式电源是主要的电能供给方，这可以充分利用可再生能源，但分布式电源的随机及间歇性使得微网比传统电网将面临更高的风险，所以即便是微网可以有效解决可再生能源的消纳问题，相关的储能系统及配套措施也得加以考虑，只有这样才能彻底解决弃风弃光现象。”“在路线尚不明确的情况下，储能技术发展急不来。”清华大学工程物理系教授戴兴建表示。