不值得的储能？商业模式未能形成
作为提高新能源利用率的“灵丹妙药”，储能的魅力目前还远未达到预期。
国家能源局发布的数据显示，2015年一季度，风电“弃风”电量107亿千瓦时，平均弃风率18.6%，同比上升6.6个百分点;而光伏发达的西部地区则是 “弃光”的重灾区。造成大量新能源被弃的主要原因是电力难以储存，本地消纳及电网输送能力不足。
由于储能可以打破电力系统发输配用实时平衡的瓶颈，弥补电力系统中缺失的“储放”功能，实现优化电力资源配置、提高能源利用效率，被认为是破解新能源消纳难题的主要路径之一，被寄予厚望。
2014年11月，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014〜2020年)》，将储能列入9个重点创新领域之一，要求科学安排储能配套能力以切实解决弃风、弃水、弃光问题。今年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中，也明确鼓励储能技术、信息技术的应用以提高能源使用效率。
尽管2014年中国累计储能装机比例已从2013年的7%上升为10%，但受技术、成本、政策等制约，储能应用的推进速度依然迟缓。除抽水蓄能外，储能在电力领域只用作微网和离网系统中的配套产品，大规模应用举步维艰。
国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰对记者表示，如果让太阳能、风能等具有间歇性特点的发电资源变成主流，大规模进入能源系统，且要保证能源系统安全可靠运行的话，储能是必不可少的措施。希望国家能在政策层面将储能纳入未来新的能源体系当中，以战略的高度去重视。
经济性欠佳
成本过高问题是阻碍储能产业化发展的一大瓶颈。
典型例子是，2012年国家电网公司在张北县建立一个风光储输系统，这是国内集风电、光伏、储能及输电工程四位一体的最大规模储能示范项目。该项目至今已并网三年，虽然从技术上能够满足风电、光伏等并网发电要求，但经济性却屡遭质疑。
龙源电力总工程师杨校生向记者介绍，张北项目配置的储能系统可提升10%〜20%的风电利用率，每年可增加电费收入1000万〜2000万元，但仅储能电池每年折旧费就在3000万元以上，得不偿失。
事实上，除抽水蓄能外，铅酸、锂电、钠硫等各类电化学储能，成本都相对较高，在没有储能电价政策和补贴政策的前提下，很难实现盈利。
中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康向记者表示，目前中国已建成的储能示范工程验证了储能技术的可行性，但商业化运营模式未能形成。成本是个始终都绕不开的问题，储能项目的平均成本远高于现行电价。
“储能要推进产业化发展，必须研发长寿命、低成本、高安全的储能产品，提高用户端的使用性价比。”中关村储能产业技术联盟理事长俞振华对记者说。
政策标准缺失
“与火电等传统能源相比，储能还是一个新生婴儿，需要国家从具体政策(方面)给予支持。”中科院工程物理研究所储能研究中心主任陈海生对记者说。
近年来，国家相关部门虽在《能源发展战略规划(2014〜2020)》《可再生能源发展“十二五”规划》等政策中，从不同角度提出并重视储能在短中长期的发展，但多停留在原则层面，目前我国储能应用市场仍缺乏具体指导政策。
与美国、日本相比，我国未将储能作为独立产业进行扶持，仅针对西部无电地区离网储能给予一定补贴，且多采取“一事一议”的方式。政策支持力度明显不足，在一定程度上制约了储能的发展。
国家发改委能源研究所研究员王斯成对记者表示，不能盲目出扶持政策，示范项目应先行。通过示范来核算成本，积累和分析数据，找准具体激励政策的方向，为政策的出台提供依据。
此外，中国储能技术路线杂，标准缺失也是阻碍行业发展的重要因素。
破题路径
尽管如此，业界对储能的前景依然信心十足。中关村储能产业技术联盟6月发布的《储能产业研究白皮书2015》预测，到2020年，中国储能市场容量能够达到67吉瓦。
因此，降低成本，加快储能实现市场化已迫在眉睫。目前，业界普遍认同的方法包括，推进储能在光储式充换电站的应用，在电价低和光照充足时像蓄电池充电，在晚间和用电高峰进行使用。还可以将容量在70%以下、不宜上路的动力电池用作储能，实现电池梯次利用来降低成本。
山东圣阳电源股份有限公司副总经理隋延波告诉记者，对于海岛等用电价格相对较高的地区和波峰波谷电价差异很大的地区，分布式配套储能已具备经济性，应加强推广应用。
储能行业发展还需要有系统的解决方案，引导发电企业、电网、用户等多种社会力量参与。通过企业、高校和科研院所参与的技术创新，降低储能成本。加大对行业组织、金融机构的扶持力度，引入社会资本共同参与加快储能产业发展速度。
当前，高成本形势下的储能商业模式未能形成，市场价值尚待挖掘。在俞振华看来，可再生能源并网、分布式发电及微网、电力输配、辅助服务、电动汽车储能应用5个领域，将是储能未来最主要的应用领域。储能应该围绕风电、互补光伏等新能源并网和电力辅助服务、车电互联来进行。
来源：财经国家周刊
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