900億元儲能市場3年后或開啟

今年7月，Lanrence G. Chaset到美國加州某電力企業高級經理的辦公室，向對方詢問道：“你對儲能有什么看法？”

對方隨手拿起一個高級的智能手機查閱數秒后回答：“還是太貴，不易推廣。”

不過，這樣的情況正在發生變化。

今年9月29日，時任加州州長的施瓦辛格簽署了一項新的法案——眾議院法案（AB）2514號，旨在擴大儲能的影響，以推動可再生能源的發展。

12月8日，在由CBIEVENTS主辦的儲能2010——可再生能源發電、儲能系統與智能電網產業發展論壇上，Sustainable Energy Futures創始人Lanrence G. Chaset興致盎然的向中國企業代表們講述著加州儲能市場的前景。

Lanrence不斷地在臺上動員到，非美國企業也應該進入加州的儲能市場，“就像SUNTECH（無錫尚德太陽能電力有限公司）（STP.NYSE）在加州很活躍一樣。”

遺憾的是，對于眾多的中國企業來說，眼下想要分享這樣的盛宴并不容易。

事實上，雖然國內關注并投身儲能行業的企業眾多，但多數都處于蓄勢待發的階段，“都還在考慮是否投資，以及投資的風險，多數企業并未有商業化的產品。”世德南化投資管理（上海）有限公司能源與環保事業部中國區總經理陳衛表示。

如此保守做法的背景是，中國市場上還沒有一個規模儲能的商業運行項目，僅有的4個示范性項目也并非個個順利。而因為沒有政策補貼的激勵，電網企業、發電企業和新能源設備生產企業，誰都不愿意充當為儲能設備埋單的“冤大頭”。

這樣便形成了一個惡性循環，以至于企業家們悲觀的認為，中國儲能市場的形成或許還要再等3-5年。

于是，因為儲能所受到的制約，普遍認為的中國可再生能源發展不落后于其他國家，或將成為一個假命題。

儲能經濟性分析

IRR從0.5%到5.3%

幾乎沒有一個人能夠否認儲能的意義。

國電集團北京國電龍源環保工程有限公司部門經理劉科偉分析，按照2020年我國電力裝機達到1500吉瓦，風電占比10%，即150吉瓦，配套儲能裝置的功率按照風電裝機容量的15%計算，約為22.5吉瓦。“如果儲能裝置單位千瓦造價取4000元，10年間的市場規模約為900億元，而且其中不包括抽水蓄能。”

Vantage Point Venture Partners合伙人李峰通過對比一個50兆瓦的風電場在無儲能和有儲能設備的情況下的內部收益率（IRR）的變化，來研究儲能設備的回報。

在他的案例1研究中，50兆瓦的風場，風機成本設定為4300元/千瓦，其他成本為4000元/千瓦，折舊年限為5年，年運行2000小時，上網電價為0.54元/度。風電場投資的貸款比例為70%，貸款利息為7%，還款年限為15年。

那么，在棄風率為20%的情況下，這個風場的實際IRR只有0.5%。“也就是說，電網消費能力不足造成的棄風，大大降低了風場的收益率。”李峰解釋。

另一個有儲能設備的案例2中，李峰設定棄風可再利用率為100%，配備儲能容量為55兆瓦時，充放電周期為1次/天，使用壽命為5-15年，其他條件等同于第一個案例。

因為儲能成本和使用年限是決定利用儲能減少棄風率的投資回報率的兩個重要因素，李峰得出了如下結論：在儲能設備使用年限是5年，儲能設備成本分別為800、1000、1500和2000元/千瓦時的情況下，IRR分別為7.4%、-0.5%、-12.5%和-19.7%；

在使用年限為10年，設備成本分別為1000、1500、2000、2500元/千瓦時的情況下，IRR分別為14.7%、5.3%、-0.3%和-4.1%；在使用年限為15年，設備成本分別為2000、2500、3000、3500元/千瓦時的情況下，IRR為5.3%、2.2%、-0.2%和-2%。

儲能對于IRR的貢獻率顯而易見，但李峰還是認為，“目前儲能設備的高昂成本，使其在可再生能源存儲的大規模應用上受到限制。”

在儲能設備的經濟性分析上，劉科偉采用按容量電價和按電量電價的不同收費模式分析。

按照容量電價模式，經濟性的電池儲能技術需滿足的條件是，循環次數12319次、電池價格2500元/千瓦、配套價格2600元/千瓦、運行維護成本0.01元/千瓦、容量電價500元/（千瓦×年）、收益投資比為1；按照電量電價，經濟型電池的計算結果為，在放電深度100%的前提下，壽命期內每千瓦出售電量34493度、循環效率為70%、電池價格4200元/千瓦、配套價格3000元/千瓦、運行維護成本0.008元/千瓦、售電價格0.62元/度、購電價格0.23元/度、收益投資比為1。

這些數據的結論是，如果安裝10%的儲能設備可以回收10%棄風電量中的80%，那么可以接受的儲能成本就是30年7556元，15年5318元。

中國式儲能尷尬目前并沒有儲能規劃，沒有歸口管理部門

實際上，儲能設備價格過高的問題并非只是出現在中國。

Lanrence G. Chaset介紹，美國加州在電力儲能方面的價值主張是，成本預計為100萬-400萬美元/裝機兆瓦之間。但是因為美國的天然氣并不是很貴，所以，保守人士仍然選擇用天然氣，而不是電力儲能。

據了解，幾年前，南加州就預備上馬一個500兆瓦抽水蓄能的項目，資本成本約為7.5億美元，或者150萬美元/裝機兆瓦。

“該項目成功后，將能24小時提供服務，附加收入巨大。”Lanrence G. Chaset認為，即使在抽水和發電過程中損失20%的效率，項目仍然具有成本效益。

但令他感到惋惜的是，這個項目當時并未非常成功，原因就是反對者認為電力儲能的成本還是比傳統能源高。

不過，現在情況已經不同。2514號法案通過后，要求加州公共事業委員會于2012年3月1日起啟動程序，為所有委員會管轄下的負荷服務企業（LSE）設定目標，以保證儲能系統切實可行，有成本效益。

而在中國，目前并沒有儲能的規劃，甚至沒有歸口管理部門。最近頗受風電相關企業關注的《風電并網技術標準》中，也未對儲能提出要求。

作為全世界最大的鋰電池解決方案供應商之一，美國A123 Systems Inc每年產出幾百萬粒納米級磷酸鐵鋰電池，其客戶市場主要在美國、智利和歐洲。

其大中華區電網解決方案銷售總監弋利軍介紹，雖然A123已經進入中國，但是目前所做的只是和同行們一道培育市場，并不知道什么時候可以完全將中國市場打開。

“相比之下，美國在風電并網的要求上更加嚴格，這是兩個市場上儲能發展大相徑庭的原因。”弋利軍分析。

弋所謂的“嚴格”是指，美國電網有預測機制，發電商預測了自己的發電量之后，如果誤差太大，會被電網罰款。

此外，“美國的電網企業、配電企業、輸電企業都是獨立運營商，競爭的激烈性，也使得各家更加重視儲能。”弋利軍補充。

風電儲能收費模式膠著 多名儲能企業希望電網公司埋單

“未來可再生能源要大發展，肯定要重視儲能的運用。”龍源電力（00916.HK）集團股份有限公司執行董事、總經理謝長軍表示。

但是，作為發電企業而言，龍源電力顯然沒有為儲能設備付費的動力。“儲能未來肯定是個政策問題，需要國家的支持，因為儲能參與風電調節會降低發電企業的經濟性。”謝透露。

他表示，目前來看，電網體制改革對電網的要求，還是希望他們能夠承擔起電網調峰的責任，整個調峰的平衡問題應由電網來解決，“電網目前也認這個賬，要不然他們今后電網的發展就越來越小了。”

有此想法的并非謝長軍一人，多名儲能企業人士也希望由電網公司埋單，但他們也很清楚，這需要一個前提：國家給補貼。

盡管無法預言國家的相關政策，但是中國電力企業聯合會科技服務中心總工程師兼發展處處長尹淞認為，到2050年中國的電力裝機容量將達30億千瓦，其中新能源的裝機可能有6億千瓦，那么儲能的需求是可預見的，至少5%的儲能裝置是可能的。

而對于未來儲能的收費模式，劉科偉給出的答案是：按照電源側和電網側區分，比如說發電企業，向電網企業租賃儲能設備，電網企業向提供儲能設備的企業付費，或者電網企業自配設備。

具體說來，一是誰受益誰付費，先理順風電電價，用于向提供儲能設備的企業付費；二是，由政府向儲能設備企業提供補貼；三、實行有條件的接受發電量的政策。電網收購風電時考慮風力發電預測技術，誤差超過允許范圍內就不收購，或按照不同的誤差范圍采用不同的收購價格，誤差小的價高，誤差大的價低；四、幾大發電集團內部化的解決方案，可以用自己的常規能源優化發電結構。

形成市場還需3年？ 長遠目標成本低至100美元/度

中國電力科學研究院首席專家胡學浩表示，目前幾種主要儲能技術的壽命如下，鉛酸電池循環壽命約為500~1000次，鋰電池循環壽命約為2000~3000次，鈉硫電池循環壽命約為3000-5000次，液流電池循環壽命超過10000次。

這顯然離劉科偉的計算有距離，對此，上海電力公司高級工程師張宇認為，長遠來看，儲能設備的壽命應該達到5000次，效率要高達80%，成本低至100美元/度，能量密度要比傳統電池提高兩倍。

“這個發展目標，眼下來看，國內的企業不管是做哪種技術的，都還無法滿足。”一位儲能設備制造企業人士評價，技術成熟還需3年。但他仍然肯定了張宇的預計，“長期來看，是要有這樣的水平才能獲得市場的青睞。”

實際上，NGK已經可以滿足這樣的要求。

截至2010年，NGK完成了約390兆瓦的鈉硫電池商業化儲能項目，也是全世界商業化儲能項目實際運行經驗最多的公司。

NGK經理Hiroyuki Abe告訴本報記者，其鈉硫電池的能量密度比傳統電池高3倍，體積卻只是傳統電池的1/3，在智能電網中可持續工作15年，循環壽命約為4500次。

“目前，我們的產能是150兆瓦，從去年開始已經在擴大產能，未來有可能把部分產能建設到中國來。”Hiroyuki Abe表示。