国家应将大容量储能产业与新能源同步规划

大规模开发新能源和推动节能环保亟需规划大容量储能产业

传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化，极大地促进了新能源的发展，新能源发电的规模也快速攀升。但风电、太阳能发电自身所固有的随机性、间歇性特征，决定了其规模化发展必然会对电网调峰和系统安全运行带来显著影响，必须有先进的储能技术作支撑。

国外有关研究表明，如果风电装机占装机总量的比例在10%以内，依靠传统电网技术以及增加水电、燃气机组等手段，基本可以保证电网安全；但如果所占比例达到20%甚至更高，电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战。储能技术在很大程度上解决了新能源发电的随机性、波动性问题，可以实现新能源发电的平滑输出，能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，使大规模风电及太阳能发电方便可靠地并入常规电网。

中国新能源大发展在即，对储能产业有更急迫的现实需求。预计到2020年，风电和太阳能发电装机会突破1.7亿千瓦，占全国发电装机总量的比例会超过15%。但由于目前我国电力系统煤电比例较高，在部分地区又主要是调峰能力差的供热机组，核电发展很快但却不能参与调峰，水电、燃气发电等调峰性能优越的电源所占比例过低，导致现有电力系统接纳新能源的能力很弱。

再加上我国能源资源所在地多远离负荷地，不得不实施风电、光电的大规模集中开发、远距离输送，这更进一步加大了电网运行和控制风险。随着国内新能源发电规模的快速扩大，电网与新能源的矛盾越来越突出，对储能的需求更为迫切。

大容量储能还可提高能源利用效率，为国家节约巨额投资。为应对城市尖峰负荷，电力系统每年都要新增大量投资用于电网和电源后备容量建设，但利用率却非常低。以上海为例，2004年至2006年间，为解决全市每年只有183.25小时的尖峰负荷，仅对电网侧的投资每年都超过200亿元，而为此形成的输配电能力的年平均利用率不到2%。

而同样是为了应对尖峰负荷，转而采用大容量储能技术，不仅投资会大大减少，而且由于储能设施占地少、无排放，其节地、节能、减排的效果是其他调峰措施无法比拟的。

全球大容量储能技术呈多元化发展格局

全球储能技术主要有物理储能、化学储能和电磁储能（如超导电磁储能等）三大类。

目前技术进步最快的是化学储能，其中钠硫、液流钒及锂离子电池技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面取得重大突破，产业化应用的条件日趋成熟。钠硫电池的充电效率已可达到80%，能量密度是铅酸蓄电池的3倍，循环寿命更长。日本在此项技术上处于国际领先地位。

2004年日本在Hitachi自动化工厂安装了当时世界上最大的钠硫电池系统，容量是9.6兆瓦时/57.6兆瓦时。液流钒电池的基础材料是钒，该电池具有能量效率高、蓄电容量大、能够100%深度放电、寿命长等优点，已进入商业应用阶段。锂离子电池的基础材料是锂，已开始在电动自行车、电动汽车等领域应用。近年来由于磷酸亚铁锂、纳米磷酸铁锂等新材料的开发与应用，大大改善了锂离子电池的安全性能和循环寿命，大容量锂电池储能电站正逐渐兴起。

我国企业已掌握大规模储能的关键技术，拥有自主知识产权。如北京普能公司通过收购加拿大VRBPOWER公司，已在世界上拥有钒电池50%以上的核心发明专利，其中15项核心专利已在全球24个国家和地区得到应用。

在电池关键材料方面，国内企业也呈现出强大的创新能力，屡屡突破国外企业对产品的垄断和专利封锁。北京金能燃料电池公司利用自创的树脂溶解铸膜法，已批量生产出全氟离子膜，打破了美国杜邦公司长期以来的市场垄断。

深圳星源材料公司通过近5年的自主研发，目前已掌握了生产锂离子电池所用关键材料隔膜的核心技术和生产工艺，并已利用国内生产成本低的特殊优势，迅速打破了日、美等国少数公司对隔膜材料的垄断。深圳方德纳米科技公司利用纳米技术，已成功研制出纳米磷酸铁锂正极材料，主要技术指标全球领先。

储能技术正朝着大容量、高转换率和应用低成本的方向发展，这为同时拥有自主知识产权和低成本生产优势的中国企业，提供了难得的领先机遇。如果政策到位，我国储能产业既可快速成长为在全球有重要影响的新兴战略性产业，又会极大地促进国内新能源的规模化发展。

我国大容量储能产业发展仍面临诸多体制和政策制约

储能规划缺失。这几年国内新能源的快速发展，暴露出准备上的很多不足。一方面是电网规划与电源发展脱节，电网没能及时跟上新能源的发展；另一方面是对储能技术进步以及储能在新能源发展中的特殊作用认识不足，储能规划与电网、电源规划脱节。“两个脱节”的直接结果，就是新能源与电网矛盾逐步恶化。

针对储能电站的价格政策和投资回报机制缺失。现在电网侧、发电端、用户方面越来越认识到储能技术的独特作用，储能产业也引起了诸多投资者的关注。但是由于两方面的价格政策不到位，储能产业还缺乏投资回报机制。

一是峰谷电价。由于储能是在低谷时“蓄电”、高峰时“供电”，峰谷电价差是投资储能的基本收入来源。欧、美、日等国家和地区都有成熟的峰谷电价政策。而我国除极少数地区有零星的分时电价外，基本没有实施峰谷电价。没有峰谷价差，谁愿意投资储能？

二是储能电价。由于储能技术提高了发电设备的利用小时数和电能质量，增强了电网调峰能力，节省了系统投资，促进了新能源发展，又有显著的减排效果，因此，应对储能制定单独的电价政策。但我国目前没有专门的储能电价，在现有电价体系中，储能的建设和运行成本还找不到疏导渠道。

激励性政策缺失。尽管近年我国在大容量储能技术成果和人才上有相当积累，并且在液流钒电池和锂离子电池等储能技术上处于世界领先地位，甚至相关企业的产品已在国外市场得到认可，但国内至今没有一个应用示范项目，政府对大容量储能技术的研发投入也非常少，更谈不上对应用的财政补贴。相比之下，美日等国支持大容量储能技术研发和产业化应用的力度之大却前所未有。

美国政府已将大规模储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，今年上半年已拨款20亿美元用于支持包括大规模储能在内的电池技术研发。在美国能源部制定的关于智能电网资助计划中，储能技术项目超过了其他所有项目，达19个，资金支持力度也最大。

根据2009年通过的《储能法案》，美国对大容量储能投资将提供20%的投资税抵扣，对家庭、工厂、商业中心的分布式可再生能源应用中的储能部分，也提供20%的投资税抵扣。加州还对符合技术要求、与风电或燃料电池配套建设的储能系统提供2美元/瓦的额外补贴。日本政府除直接支持前期研发外，近年扶持了大量示范性项目，以鼓励大容量储能技术的推广应用。

配套的管理规则和技术标准缺失。除经济激励外，严格的技术标准和规范化管理，也是驱动储能产业发展的重要动力。如西班牙等国就规定，所有风电在上网前必须向电网提供风机出力曲线和发电短期预测曲线，误差不能超过一定比例，否则将受到惩罚。

这会倒逼发电商主动采用预测技术和储能技术，从而实现新能源发电与电网建设的良性发展。但我国对风电入网至今没有强制性的流程和技术要求，很多风电企业认为只要发出电，不论多少、优劣，电网就必须全额接收，在这种情况下，发电企业自然没有动力采用储能技术。

促进大容量储能产业发展的政策建议

将储能与新能源发展同步规划。按照实现整个电网系统安全运行和效率最优的原则，在规划新能源发电和电网输送线路的同时，应提出相应的储能解决方案，明确储能发展的规模和建设区域等。要尽量防止已经在风电和太阳能发电领域出现的发、输、储脱节的现象。

实施峰谷电价和储能电价政策。峰谷电价在不同地区可有所差别，但应尽量为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。储能电价可参照火电脱硫电价，在原新能源电价基础上加上几厘钱，形成含储能配套的新能源电价。建议在政府指导下采用招标机制，通过市场竞争形成。

规范新能源发电技术要求与并网管理。国家应出台有关新能源并网的强制性技术标准，建立并网认证和检测制度。实施新能源发电出力短期预测报告制度，提高短期预测能力和水平。完善全额收购制度，电网公司对符合入网要求的电能应及时全额接收，对电能质量差、发电预测误差大的新能源发电可选择性接收，并建立相应的惩罚机制。

鼓励投资主体多元化。大容量储能电站的投资，不宜再适用国家目前针对抽水蓄能电站作出的只能由电网企业全资建设、不允许其他投资方参股的规定。在理顺投资回报机制、规范入网技术要求的前提下，应鼓励发电商、电网公司、用户端、第三方独立储能企业等任何有条件的投资方，投资建设储能装置。

加紧安排多个储能示范项目。要通过实施若干个储能示范项目为本国储能企业提供重要的工程实践机会，为未来大规模应用积累技术数据和运行经验。

在示范项目中，要结合各类储能技术的性能，在全面评价基础上，根据具体用途选用合适的储能技术。早期的示范项目可先与风电、太阳能发电相结合，探索风光储一体化模式。电

网公司是示范项目的重要组织者和建设者，国家主管部门应要求并支持电网公司建设多个示范项目。需要进一步明确的是，示范项目的技术来源应以本国企业为主，主要支持本国自主技术发展，不能在示范过程中用财政补贴去变相支持国外零部件商或整机厂。

加大对大容量储能技术的研发投入，鼓励储能技术多元化发展。储能技术的研究应超前于需求发展，不能等到出现瓶颈的时候再考虑加大投入。应将大规模储能技术研究及其产业化应用列入国家科技重大专项。

由于目前还没有任何一项储能技术完全胜任各种应用领域的要求，因此在重点扶持液流钒电池、锂离子电池等关键技术的同时，也应鼓励和支持其他储能技术发展。进一步加大对储能技术基础研究的投入，鼓励原始创新，掌握自主知识产权。