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谁为储能埋单?
普能与汇能是国内储能双雄,二者在业界颇具代表性,都先后多轮融资,并受到VC热捧。但比亚迪电力科学研究院总工程师张子峰批评道:“储能现在在概念上炒得很热,实际上进展不快,而且目前这块并未盈利。”
普能成立于2006年,其主要财务投资者之一是北极光创业投资基金。据业内人士透露,其成立6年来,公司一直处于亏本的状态,去年起才开始有自己的产品收入,而这收入主要来自为示范项目做储能技术的提供方案。但做这种项目,盈利空间极为逼仄。
“我们甚至不能说它缺乏买方,因为它还没有形成严格意义上的商业市场。”过高的成本是阻碍储能行业产业化进程的最重要因素之一。衣进说,“现在储能市场之所以没能形成产业化,我觉得最重要的原因是成本太高。在实际应用中,储能成本跟电网的发电成本差的不是一星半点,而是几倍甚至是10倍。”衣进给出一个数据,如果在美国电网中做一个短时的储能系统,市场调查的结果是,能考虑接受的价格是200美元/千瓦时,大规模市场应用则要降到100美元/千瓦时,但目前全球除了行业顾虑重重的铅酸电池,没有一项技术能达到这种成本。
成本对储能最大的目标客户——电网企业来说,并不具有吸引力。储能成本不仅让电网望而生畏,也让电动车行业面临成本压力。大众汽车中国区总裁兼CEO倪凯铭在一个论坛上向《能源》记者表示,目前适合于电动车储能的电池成本较高,约为500欧元/千瓦时,而他期望未来成本能降到250欧元/千瓦时左右。
俞振华也坦诚道,未来各种电池的价格面临两道门槛。第一方面,如果成本能降到500美元/千瓦时以内,储能才能在电网中实现大规模应用。要想发展成为发电支柱产业之一,储能成本必须限制在300美元/千瓦时以内,只有降到这个水平才能真正实现能源行业的调整,发展分布式能源。
不仅钒电池暂时难以突破,根据张子峰给出的数据,中国目前的锂电池电网级应用成本约在800美元/千瓦时左右(包含控制系统),这与大规模应用的成本也相去甚远。
另一方面,是买方市场的形成。当前储能缺少买方,而自身昂贵的成本又阻碍了买方的进入。这紧紧相扣的一环,何时能解开,关键还是看储能的成本何时能降下来。
政策悬疑
中国储能发展时间虽然较短,但在新能源、电动车获得爆发式增长的大背景下,其规模化应用迫在眉睫。由于储能本身短板,仅靠市场调节,储能很难在短时间内形成商业化。业内人士普遍认为,我国储能产业至少应该获得和可再生能源相同的支持政策,以促进其快速发展。
当前,中国针对储能领域的政策多为指导性质,并未出台涉及税收、补贴、电价等具体指标的扶植政策。以抽水蓄能电站为例,“我国目前的抽水蓄能电站容量已达19GW,但这些电站目前都不盈利,如果政策有所倾斜的话,那它的发展将会很快,未来将建成36GW。”一位业内专家分析道。
不过,针对储能的扶植政策出台颇有难度。政策的扶持方向主要有发电侧、输电侧、配电侧和用电侧,这四方均能从储能的应用中受益,因此针对哪一方出台机制都涉及到其他方的利益,目前机制是侧重哪一方尚没有明确结论。
此外,一个不容忽视的事实是,国家扶植政策是否到了合适的出台时机呢?
张子峰认为,政策出台的时机已经成熟。他认为目前能源部、科技部设立的储能项目正是在为国家出台储能具体政策做铺垫。张子峰预计,国家将会在未来半年,最晚一年内出台相关政策,同时他也呼吁政策尽快出台。
而同样做储能技术的俞振华却持不一样的观点。他认为,在储能本身短板没有解决之前,这个政策不会出台。他指出,市场呼吁政策固然很有必要,如果站在储能从业者的角度,他当然是希望政策能尽早出台。但从行业的角度来看,过早的出台国家具体政策,对于储能整个行业的发展未尝有利。因为目前储能的电池技术和应用技术都存在明显的短板,而一个政策的出台很可能会带来过热现象,会让这个行业出现泡沫,如果到时市场未达到预期,储能行业就很容易转到另一个极端。
“我最不想看到的情况是出了具体机制后,这个市场就出现一窝蜂现象,然后出了问题就停了下来,”俞振华说,“所以,我认为国家目前应该做的还是大力支持示范项目。而出台具体的政策必须等到有足够的技术作为支撑。”
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