储能：技术路线均未定 经济性还不如弃风？

    国家能源局组织制定的《可再生能源发展“十二五”规划》于8月6日正式发布，规划指出到2015年，抽水蓄能电站装机容量达到3000万千瓦；累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时；太阳能发电装机达到2100万千瓦，太阳能热利用累计集热面积4亿平方米。 
 
　　7月9日，南方电网调峰调频发电公司人士向本报记者表示，其以深圳宝清储能站试点工程为基础的“兆瓦级电池储能站关键技术研究及应用”项目通过专业鉴评。而于去年投入使用的国内最大的储能示范项目河北省张北风光储输示范项目一期工程，已经安全运行半年多。
 
　　“一些风电并网导则中要求风电场具备有功功率控制和系统调频能力，这会造成风电场出力下调从而影响经济性。”中国电力科学研究院新能源研究所迟永宁博士向本报记者介绍，“在送电端电网配置一定容量的储能装置，则可在通道阻塞的时候储存能量，在通道负载率较低时释放能量，调整频率和提高输电通道的利用率。”
 
　　的确，储能作为提高电网柔性、提高本地电网消纳可再生能源能力的关键技术之一，相对高压跨省跨区域电网输电线路、调峰调频机组、负荷端管理来说，有着调峰调频能力强、方便电网调度、减少备用机组容量、减少温室气体排放、技术选择多、施工安装简便等优点。
 
　　然而，储能产业作为可再生能源接入必不可少的支撑技术之一，是否能突破瓶颈，迎来前所未有的发展机遇？
 
　　储能技术路线均未定型
 
　　根据中关村储能产业技术联盟提供的资料，目前储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、铅酸电池、锂离子电池、液流电池、熔融盐电池、镍氢电池、电化学电容器、燃料电池、金属-空气电池和超导储能等12种。另还有超级电容新技术、铅酸电池新技术、超级铅酸电池新技术、金属燃料电池新技术、新型压缩空气储能技术、熔融盐蓄热新技术等新兴储能技术。
 
　　资料显示，从功率等级和放电持续时间上看，抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池、钠硫电池均可用在削峰填谷等能量型应用领域，其中抽水蓄能是最成熟的技术，钠硫电池是化学电池领域最成熟的技术；而飞轮储能和锂离子电池的反应速度快，能够提供兆瓦级的瞬时功率输出，可用在电力调频等功率型应用的领域。
 
　　2009年，由国家财政部、科技部和国家电网公司共同启动总投资约150亿元的我国首个风光储输示范项目示范项目，开发规模为500兆瓦风电、100兆瓦太阳能光伏发电、110兆瓦化学储能。同年6月，该储输项目一期工程落户河北省张家口市张北县，计划建设风电100兆瓦、光伏发电50兆瓦、储能20兆瓦， 2011年，张北风光储输示范项目一期工程开始招标，招标公告五个包中四个都是磷酸铁锂电池系统，为6MW×6h、4MW×4h、3MW×3h和1MW×2h，分别由比亚迪股份有限公司、东莞新能源科技有限公司、中航锂电（洛阳）有限公司、万向电动汽车有限公司中标；另有一个包采购2MW×4h的液流电池系统，由北京普能世纪科技有限公司（以下简称普能）竞得。
 
　　一直致力于研究钒液流电池技术的普能坚定地认为钒液流电池技术在应用于电网级储能时，具有可大规模应用、成本低、安全性高的优点。普能CEO江宗宪此前在接受《中国能源报》记者采访时曾表示，目前还很难单纯地说各种储能技术路线孰优孰劣。
 
　　“我们也知道钒液流电池技术也有不足，那就是它的能量密度相对较低，电池体积比较大，但在电网应用中，这不是主要问题。如果我们站在整个电力的角度来看待储能，它就是一个大的、多路线的系统，需要根据实际需求匹配不同的路线和产品。”江宗宪对本报记者说。
 
　　“这个示范工程招标只是一种试验，看不同的电池系统使用起来是否便利经济，谈不上代表了储能电池的技术路线，储能技术还在不断发展中。”中国电科院电工与新材料研究所高级工程师来小康对《中国能源报》记者说。
 
　　中关村储能产业技术联盟储能专业委员会会长俞振华也持同样的观点。他告诉本报记者，在可再生能源并网的储能技术中，不同的项目有不同的具体情况，所需的储能技术也不尽相同。
 
　　“发电领域和可再生能源并网领域所需要的储能技术不同，风电和光伏发电所需的储能技术也不同。即使单纯从风电来说，解决风电并网、调度、调频、平滑处理这些方面所需要的储能技术不同，风电在东北、西北、内蒙等不同区域并网对储能技术和电池安全性的要求也不尽相同。”俞振华举例说。
 
　　“拿离网光伏电站来说，在没有日照的情况下要保证5天能够持续供电，这就需要几十个小时的充电时间，铅酸蓄电池技术就比较合适；而并网中涉及到需要能源管理的，传统还是铅酸蓄电池，但是锂电池应用得更多一些。”俞振华进一步说。
 
　　根据中关村储能产业技术联盟储能专业委员会编写的《储能产业研究白皮书2012》（以下简称白皮书），在目前已经获得实际应用或者第三方测试验证的各种大规模储能技术中，抽水蓄能和压缩空气技术相对成熟，适合100兆瓦以上级别储能系统；钠硫电池、钒电池、锂电池、超级铅酸电池和飞轮储能电池已经开始运用于兆瓦级别的应用中；而在百千瓦及以下级别的应用中，大多数储能技术都能够满足需求。
 
　　迟永宁也认为，各种储能技术由于其在技术、原理、功能特性等都不尽相同，其应用范围将有所区别，未来的储能应用会更有针对性，呈现各种技术互为补充的局面。
 
　　“而可再生能源发电相对常规电源而言最大的不同是由于其间歇性带来的输出功率波动，未来对于大规模接入系统的可再生能源发电，能与之相匹配的大容量、低成本储能技术将更具优势。”迟永宁对本报记者说。
 
　　白皮书中还提到，从循环寿命看，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器以及超导储能的循环寿命都超过了100000次，非常适合应用于需要频繁充放电的场合，化学储能领域的全钒液流电池也拥有较长的循环寿命。在应用领域方面，钠硫电池在电网调峰、负荷转移和备用容量（旋转备用等）领域和可再生能源并网领域的应用比例最高，是化学储能领域较成熟的技术。液流电池在此领域也有一定的应用。锂离子电池技术除在这些领域占一定比例外，在电网频率调节方面的表现较为突出。另外，飞轮储能和先进铅酸电池在调频领域也有应用案例。
 
　　储能经济性还不如弃风？
 
　　“国网和南网这两个兆瓦级储能示范项目主要是技术示范，还远未达到商业化规模化运作的条件。”迟永宁向本报记者表示。
 
　　张北风光储输示范项目一期工程建设风电100兆瓦，储能电池20兆瓦，其中储能电池投资约4亿元，即每兆瓦储能的总投入为2000万元，每兆瓦风电需要花费的储能投入400万元。
 
　　根据国家能源局统计的数据，截至2011年底，我国风电装机容量47000兆瓦，记者按照张北储输项目20%的储能设备配比计算，所需的储能一次性投入一共为1880亿元；而去年全年风电平均利用小时数为1903，累计风电发电量为890亿千瓦时，记者以国家发改委2009年制定的风电标杆上网电价最高价格0.61元/千瓦时来算，如果弃风高达15%-35%，实际损失约为81.44亿元-190.02亿元。
 
　　当然，以上的计算尚未考虑储能电站的实际效率等因素，这个数据并不能说明全部问题，但不可否认的是，许多人认为，相对于储能技术所投入的巨大成本，弃风是否是更具经济性的选择？
 
　　“弃风是一种手段，从以上数据的表面看来，为了解决弃风而上储能设备，肯定是弃风显得更为经济。但对一个风电场来说，弃风不是唯一的问题，风电质量、风电预测、风电低压穿越、风电带给电网的调峰调度等问题，储能技术都能给其带来效益。”
 
　　迟永宁也向记者提到，美国威斯康星州公用电力的北方环型输电网5个节点使用了6台小型低温超导储能电站。“电站2000年6月起开始运行，在此后3年半运行中，总共在该环网上抑制了2000多次电压暂降，大大增强了该地区的电压稳定性。”
 
　　白皮书指出，从系统每千瓦时的造价来看，抽水蓄能、压缩空气储能、锌‐空气电池成本较低。尽管近年来其他储能电池的成本都成下降趋势，但在较长的时间内，还很难和抽水蓄能等在造价上形成竞争。另外，飞轮储能，超级电容储能、超导储能从造价上看更适合提供短时功率型应用。先进铅酸电池无论从每千瓦时造价还是每千瓦造价来看，都有一定优势，但该技术尚未成熟，所以并没有得到广泛推广。
 
　　政策制定激励了谁？
 
　　目前全球对储能的政策支持主要有持续投入多种储能技术的基础研发、直接资金支持重点项目、上马示范项目论证储能系统应用、财政补贴对使用储能技术的用户方进行鼓励等四种形式。现阶段我国已将普遍将储能定义为重点支持的技术领域，但尚未出台独立的储能支持、和产业发展政策。
 
　　俞振华提到，我国目前还没有针对用户侧储能系统的付费机制。事实上，可再生能源并网储能技术的接入目前在全球都没有统一的付费标准，而我国的相应政策应该支持哪一方？是发电、输电、配电还是用电？哪一方又应该为储能技术带来的效益买单呢？
 
　　“这的确很难说，在我国现有电力体制和储能技术的研究条件下，情况更复杂。可再生能源接入电网对用户端应用来说，储能技术可以起到调峰调频、调度预测、平滑等作用。目前我国储能方面的技术和相关的政策机制都不完善，对用户端经济效益缺乏定量定性的研究，也没有统一的行业标准，因此就不好做成本的比较。企业无标准可循，用户无标准可参照，应尽快接入标准的制定，避免出现标准滞后于市场的现象，在国际标准中争取更多话语权。”俞振华对本报记者说。
 
　　“储能技术可以给用户侧带来多重效益，但目前高价格是制约用户认同并使用储能的瓶颈。因此在现阶段，政府对用户补贴政策的制定将是有效促进储能在电力用户端使用的有力手段。”白皮书中提到，“将储能示范项目有计划、按步骤的应用于电力系统，制定切实可行的计划，验证储能的各项功能，还应该重视储能应用所带来的社会和经济效益。只有具备这两种效益，未来储能才有可能建立商业模式，实现产业化。”
 
　　“同时，储能企业应加强与电网的沟通、交流，了解电网企业对储能接入电网相关的技术标准要求。”迟永宁对本报记者说。
 
　　此外，国务院发展研究中心研究员张永伟也提出对可再生能源并网要实行强制性储能配比要求，并建议这个比例为15%-20%，同时还提出实行对电网公司强制性配比要求和对储能产品的强制性认证制度，加快制定行业标准，坚持“先标准，后制造”的发展机制。
 
　　对于张永伟的观点，许多风电场主表示，上马储能电站的最大受益者在于电网企业，因此，储能电站的投资主体是谁，政策补贴的受益者是谁，是必须厘清的问题。
 
　　“现阶段，国家还是要多鼓励示范项目，这样才有更多更精确的数据可以参考。我国这几年在储能方面已经做了不少工作，还应该进一步加大储能技术应用研究的支持投入。”俞振华告诉本报记者。
 
　　白皮书同时还指出，在开发储能基础研发的同时，要不断的发掘和掌握国际先进技术，保持和提升国内储能厂商技术的竞争力。另外，还可以支持这些企业通过投资、合作、收购等方式整合国际上先进的储能技术，提升国内储能技术的成熟度。从原材料、生产工艺、管理系统等各个环节入手，促进国内储能技术的发展。

转载自：中国储能网