國家能源局組織制定的《可再生能源發展“十二五”規劃》于8月6日正式發布，規劃指出到2015年，抽水蓄能電站裝機容量達到3000萬千瓦；累計并網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時；太陽能發電裝機達到2100萬千瓦，太陽能熱利用累計集熱面積4億平方米。

　　7月9日，南方電網調峰調頻發電公司人士向本報記者表示，其以深圳寶清儲能站試點工程為基礎的“兆瓦級電池儲能站關鍵技術研究及應用”項目通過專業鑒評。而于去年投入使用的國內最大的儲能示范項目河北省張北風光儲輸示范項目一期工程，已經安全運行半年多。

　　“一些風電并網導則中要求風電場具備有功功率控制和系統調頻能力，這會造成風電場出力下調從而影響經濟性。”中國電力科學研究院新能源研究所遲永寧博士向本報記者介紹，“在送電端電網配置一定容量的儲能裝置，則可在通道阻塞的時候儲存能量，在通道負載率較低時釋放能量，調整頻率和提高輸電通道的利用率。”

　　的確，儲能作為提高電網柔性、提高本地電網消納可再生能源能力的關鍵技術之一，相對高壓跨省跨區域電網輸電線路、調峰調頻機組、負荷端管理來說，有著調峰調頻能力強、方便電網調度、減少備用機組容量、減少溫室氣體排放、技術選擇多、施工安裝簡便等優點。

　　然而，儲能產業作為可再生能源接入必不可少的支撐技術之一，是否能突破瓶頸，迎來前所未有的發展機遇？

　　儲能技術路線均未定型

　　根據中關村儲能產業技術聯盟提供的資料，目前儲能技術主要有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鉛酸電池、鋰離子電池、液流電池、熔融鹽電池、鎳氫電池、電化學電容器、燃料電池、金屬-空氣電池和超導儲能等12種。另還有超級電容新技術、鉛酸電池新技術、超級鉛酸電池新技術、金屬燃料電池新技術、新型壓縮空氣儲能技術、熔融鹽蓄熱新技術等新興儲能技術。

　　資料顯示，從功率等級和放電持續時間上看，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、液流電池、鈉硫電池均可用在削峰填谷等能量型應用領域，其中抽水蓄能是最成熟的技術，鈉硫電池是化學電池領域最成熟的技術；而飛輪儲能和鋰離子電池的反應速度快，能夠提供兆瓦級的瞬時功率輸出，可用在電力調頻等功率型應用的領域。

　　2009年，由國家財政部、科技部和國家電網公司共同啟動總投資約150億元的我國首個風光儲輸示范項目示范項目，開發規模為500兆瓦風電、100兆瓦太陽能光伏發電、110兆瓦化學儲能。同年6月，該儲輸項目一期工程落戶河北省張家口市張北縣，計劃建設風電100兆瓦、光伏發電50兆瓦、儲能20兆瓦， 2011年，張北風光儲輸示范項目一期工程開始招標，招標公告五個包中四個都是磷酸鐵鋰電池系統，為6MW×6h、4MW×4h、3MW×3h和1MW×2h，分別由比亞迪股份有限公司、東莞新能源科技有限公司、中航鋰電（洛陽）有限公司、萬向電動汽車有限公司中標；另有一個包采購2MW×4h的液流電池系統，由北京普能世紀科技有限公司（以下簡稱普能）競得。

　　一直致力于研究釩液流電池技術的普能堅定地認為釩液流電池技術在應用于電網級儲能時，具有可大規模應用、成本低、安全性高的優點。普能CEO江宗憲此前在接受《中國能源報》記者采訪時曾表示，目前還很難單純地說各種儲能技術路線孰優孰劣。

　　“我們也知道釩液流電池技術也有不足，那就是它的能量密度相對較低，電池體積比較大，但在電網應用中，這不是主要問題。如果我們站在整個電力的角度來看待儲能，它就是一個大的、多路線的系統，需要根據實際需求匹配不同的路線和產品。”江宗憲對本報記者說。

　　“這個示范工程招標只是一種試驗，看不同的電池系統使用起來是否便利經濟，談不上代表了儲能電池的技術路線，儲能技術還在不斷發展中。”中國電科院電工與新材料研究所高級工程師來小康對《中國能源報》記者說。

　　中關村儲能產業技術聯盟儲能專業委員會會長俞振華也持同樣的觀點。他告訴本報記者，在可再生能源并網的儲能技術中，不同的項目有不同的具體情況，所需的儲能技術也不盡相同。

　　“發電領域和可再生能源并網領域所需要的儲能技術不同，風電和光伏發電所需的儲能技術也不同。即使單純從風電來說，解決風電并網、調度、調頻、平滑處理這些方面所需要的儲能技術不同，風電在東北、西北、內蒙等不同區域并網對儲能技術和電池安全性的要求也不盡相同。”俞振華舉例說。

　　“拿離網光伏電站來說，在沒有日照的情況下要保證5天能夠持續供電，這就需要幾十個小時的充電時間，鉛酸蓄電池技術就比較合適；而并網中涉及到需要能源管理的，傳統還是鉛酸蓄電池，但是鋰電池應用得更多一些。”俞振華進一步說。

　　根據中關村儲能產業技術聯盟儲能專業委員會編寫的《儲能產業研究白皮書2012》（以下簡稱白皮書），在目前已經獲得實際應用或者第三方測試驗證的各種大規模儲能技術中，抽水蓄能和壓縮空氣技術相對成熟，適合100兆瓦以上級別儲能系統；鈉硫電池、釩電池、鋰電池、超級鉛酸電池和飛輪儲能電池已經開始運用于兆瓦級別的應用中；而在百千瓦及以下級別的應用中，大多數儲能技術都能夠滿足需求。

　　遲永寧也認為，各種儲能技術由于其在技術、原理、功能特性等都不盡相同，其應用范圍將有所區別，未來的儲能應用會更有針對性，呈現各種技術互為補充的局面。

　　“而可再生能源發電相對常規電源而言最大的不同是由于其間歇性帶來的輸出功率波動，未來對于大規模接入系統的可再生能源發電，能與之相匹配的大容量、低成本儲能技術將更具優勢。”遲永寧對本報記者說。

　　白皮書中還提到，從循環壽命看，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超級電容器以及超導儲能的循環壽命都超過了100000次，非常適合應用于需要頻繁充放電的場合，化學儲能領域的全釩液流電池也擁有較長的循環壽命。在應用領域方面，鈉硫電池在電網調峰、負荷轉移和備用容量（旋轉備用等）領域和可再生能源并網領域的應用比例最高，是化學儲能領域較成熟的技術。液流電池在此領域也有一定的應用。鋰離子電池技術除在這些領域占一定比例外，在電網頻率調節方面的表現較為突出。另外，飛輪儲能和先進鉛酸電池在調頻領域也有應用案例。

　　儲能經濟性還不如棄風？

　　“國網和南網這兩個兆瓦級儲能示范項目主要是技術示范，還遠未達到商業化規模化運作的條件。”遲永寧向本報記者表示。

　　張北風光儲輸示范項目一期工程建設風電100兆瓦，儲能電池20兆瓦，其中儲能電池投資約4億元，即每兆瓦儲能的總投入為2000萬元，每兆瓦風電需要花費的儲能投入400萬元。

　　根據國家能源局統計的數據，截至2011年底，我國風電裝機容量47000兆瓦，記者按照張北儲輸項目20%的儲能設備配比計算，所需的儲能一次性投入一共為1880億元；而去年全年風電平均利用小時數為1903，累計風電發電量為890億千瓦時，記者以國家發改委2009年制定的風電標桿上網電價最高價格0.61元/千瓦時來算，如果棄風高達15%-35%，實際損失約為81.44億元-190.02億元。

　　當然，以上的計算尚未考慮儲能電站的實際效率等因素，這個數據并不能說明全部問題，但不可否認的是，許多人認為，相對于儲能技術所投入的巨大成本，棄風是否是更具經濟性的選擇？

　　“棄風是一種手段，從以上數據的表面看來，為了解決棄風而上儲能設備，肯定是棄風顯得更為經濟。但對一個風電場來說，棄風不是唯一的問題，風電質量、風電預測、風電低壓穿越、風電帶給電網的調峰調度等問題，儲能技術都能給其帶來效益。”

　　遲永寧也向記者提到，美國威斯康星州公用電力的北方環型輸電網5個節點使用了6臺小型低溫超導儲能電站。“電站2000年6月起開始運行，在此后3年半運行中，總共在該環網上抑制了2000多次電壓暫降，大大增強了該地區的電壓穩定性。”

　　白皮書指出，從系統每千瓦時的造價來看，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、鋅‐空氣電池成本較低。盡管近年來其他儲能電池的成本都成下降趨勢，但在較長的時間內，還很難和抽水蓄能等在造價上形成競爭。另外，飛輪儲能，超級電容儲能、超導儲能從造價上看更適合提供短時功率型應用。先進鉛酸電池無論從每千瓦時造價還是每千瓦造價來看，都有一定優勢，但該技術尚未成熟，所以并沒有得到廣泛推廣。

　　政策制定激勵了誰？

　　目前全球對儲能的政策支持主要有持續投入多種儲能技術的基礎研發、直接資金支持重點項目、上馬示范項目論證儲能系統應用、財政補貼對使用儲能技術的用戶方進行鼓勵等四種形式。現階段我國已將普遍將儲能定義為重點支持的技術領域，但尚未出臺獨立的儲能支持、和產業發展政策。

　　俞振華提到，我國目前還沒有針對用戶側儲能系統的付費機制。事實上，可再生能源并網儲能技術的接入目前在全球都沒有統一的付費標準，而我國的相應政策應該支持哪一方？是發電、輸電、配電還是用電？哪一方又應該為儲能技術帶來的效益買單呢？

　　“這的確很難說，在我國現有電力體制和儲能技術的研究條件下，情況更復雜。可再生能源接入電網對用戶端應用來說，儲能技術可以起到調峰調頻、調度預測、平滑等作用。目前我國儲能方面的技術和相關的政策機制都不完善，對用戶端經濟效益缺乏定量定性的研究，也沒有統一的行業標準，因此就不好做成本的比較。企業無標準可循，用戶無標準可參照，應盡快接入標準的制定，避免出現標準滯后于市場的現象，在國際標準中爭取更多話語權。”俞振華對本報記者說。

　　“儲能技術可以給用戶側帶來多重效益，但目前高價格是制約用戶認同并使用儲能的瓶頸。因此在現階段，政府對用戶補貼政策的制定將是有效促進儲能在電力用戶端使用的有力手段。”白皮書中提到，“將儲能示范項目有計劃、按步驟的應用于電力系統，制定切實可行的計劃，驗證儲能的各項功能，還應該重視儲能應用所帶來的社會和經濟效益。只有具備這兩種效益，未來儲能才有可能建立商業模式，實現產業化。”

　　“同時，儲能企業應加強與電網的溝通、交流，了解電網企業對儲能接入電網相關的技術標準要求。”遲永寧對本報記者說。

　　此外，國務院發展研究中心研究員張永偉也提出對可再生能源并網要實行強制性儲能配比要求，并建議這個比例為15%-20%，同時還提出實行對電網公司強制性配比要求和對儲能產品的強制性認證制度，加快制定行業標準，堅持“先標準，后制造”的發展機制。

　　對于張永偉的觀點，許多風電場主表示，上馬儲能電站的最大受益者在于電網企業，因此，儲能電站的投資主體是誰，政策補貼的受益者是誰，是必須厘清的問題。

　　“現階段，國家還是要多鼓勵示范項目，這樣才有更多更精確的數據可以參考。我國這幾年在儲能方面已經做了不少工作，還應該進一步加大儲能技術應用研究的支持投入。”俞振華告訴本報記者。

　　白皮書同時還指出，在開發儲能基礎研發的同時，要不斷的發掘和掌握國際先進技術，保持和提升國內儲能廠商技術的競爭力。另外，還可以支持這些企業通過投資、合作、收購等方式整合國際上先進的儲能技術，提升國內儲能技術的成熟度。從原材料、生產工藝、管理系統等各個環節入手，促進國內儲能技術的發展。