“關于鋰電儲能市場的話題，現在火候未到，三年之后再聊會更有意義些！”已承接國家電網眾多儲能示范項目的許繼集團有限公司副總經理張建興如此的開場白讓人有些意外。

儲能產業作為新興戰略性產業，已被列入我國“十二五”規劃綱要，綱要中強調儲能是推進智能電網建設、加強城鄉電網建設和增強電網優化配置的依托技術。然而由于技術面臨諸多瓶頸、生產成本高企、商業模式尚不清晰等因素，使得方興未艾的鋰電儲能市場如同趴在玻璃上的一只蟲子，前途一片光明，卻找不到出口。

在投資過熱的鋰電行業，由于動力電池市場的不景氣、產能利用率偏低的境況下，國內鋰電池廠對巨大的儲能系統市場給予了很高的期望。然而從國家電網主導的位于河北省張家口市的張北縣和尚義縣境內風光儲輸示范工程仍在“實驗田”階段來看，儲能市場的產業化尚待時日。

張建興提醒業內人士，雖然預計儲能市場將有六千億市場的“大餅”，但還要經歷漫長的市場培育階段。因此，在儲能市場條件不成熟的情況下，“畫餅”是不能“充饑”的。

技術成“攔路虎”

“儲能的技術路線有10多種，誰能保證鋰電儲能是未來大規模儲能的發展方向？”中航鋰電(洛陽)有限公司電力儲能營銷部一位不愿透露姓名的領導認為儲能的技術路線仍未定型。一輛車的電池不過幾十千瓦，而規模儲能要幾個、幾十個兆瓦，怎么保持均勻性？現在是各種技術等待檢驗的時候。

一般來說，儲能技術分為物理儲能和化學儲能兩種，其中物理儲能如抽水蓄能、飛輪儲能等有建設的局限性；但化學儲能如鈉硫電池、液流電池、鉛酸電池、鋰離子電池等技術路線孰優孰劣也還難以評定。鋰離子電池作為新興的化學儲能技術，在電網級規模儲能領域的應用仍然頗具爭議。

“雖然磷酸鐵鋰是目前比較受關注的一種儲能技術路線，但是維護難度大和安全性欠佳的缺點，影響了其大規模商用的步伐。”中國南方電網智能電網所主任余南華表示。

在儲能系統配置的結構中，是由很多鋰電池組串并聯在一起的，電池組最大的問題是里面一個電池受熱不均或者損壞，整個電池組都會出現壞掉的連鎖反應。“一個小小的局部問題會導致整個系統快速的蔓延，這對日常運維造成了很大的麻煩。”張建興認同維護的難度大。一般維護電站的工作人員是電力方面的行家，但是對電池的了解就并不那么專業，這對他們來說是一個棘手的問題。

據中科院物理研究所常務副主任黃學杰透露，許繼集團在承接了國家電網的相關鋰電儲能項

目后，因為缺乏對鋰電池性能的充分理解，在建設過程中出現了諸多麻煩，這也是張建興坦言維護難度大的真正原因。

除了維護問題之外，電池本身的質量問題也讓人堪憂。黃學杰透露，南方電網與比亞迪、中航鋰電合作建設的位于深圳龍崗區的南方電網兆瓦級電能儲能站項目，就屢次出現冒白煙的現象。

事實上，雖然化學電池儲能電站在可再生能源發展中能夠發揮巨大的作用，但是化學電池最大的問題是安全性問題。而且，隨著電池能量比和功率比的提高，發生事故的危險性將增大。

“我們必須將化學電池作為使用易燃、易爆物品和高電壓器件一樣對待。”黃學杰也向筆者提到在儲能領域因電池安全問題引發的事故。

美國夏威夷Kahuku島30兆瓦風電場的15兆瓦電池儲能電站，在2011～2012年中，發生三次著火引發大火的事故。同樣在2012年，通用沃藍達電動車在測試中發生電池起火造成小規模火災以及幾名人員受傷的事故，選擇的是A123以納米技術生產的磷酸鐵鋰電池。

他并補充說，A123公司使用磷酸鐵鋰電池建成1MW(0.5MWh)移動儲能電站。至今未有在大規模風電場中應用的實例。

實際上，由于電池在生產過程中，設備控制精度會使原材料的配比、正負極上原材料的分布密度產生差異，操作過程會對電池的半成品產生不同的細微損傷，電池屬于化學品，這些變化都會使電池的性能產生變化。

特別是國內大多數生產電池的廠商，仍舊在采用半自動化甚至手工方式生產電池，導致電池內阻、電壓、容量的一致性欠缺。在大型儲能系統中遇到了嚴峻的考驗，嚴重影響著儲能系統容量及性能的發揮。

“在長期的使用過程中，自放電率、環境溫度、濕度、充放電深度等不同，會使電池的衰減速度不一致，也會導致電池間更大的一致性差異。”余南華對電池一致性問題做了上述解釋。

而就在筆者截稿前，得到消息稱國家電網對張北儲能項目一期的評估意見文件已出，因張北項目地處偏遠，風力大小和陽光強度造成的充電電流的一些經常性的變化，使電池的耐受性經歷了極大的考驗，導致產品安全性欠缺，因此，暫不將意見對外公布。

價格“高居不下”

據了解，國家電網對下一代儲能電池性能和價格的期待是循環壽命達到5000次以上，價格達到1500元/kWh以下，效率達到80%以上。這樣的指標，現有的儲能系統尚難以達到。

“以目前鋰電池的價格來看，配置儲能系統有種小題大做的感覺。”中航鋰電(洛陽)有限公司電力儲能營銷部的上述領導認為目前鋰電用于儲能項目沒有可操作的意義。

就拿技術相對成熟，但污染問題難以得到妥善解決的的鉛酸電池來說，儲能市場的鉛酸電池售價為0.7～1元/AH，有1000多次的充放電；而鋰系電池中，磷酸鐵鋰電池的售價一般為2.5元/AH，電池組的售價為3.5～4元/AH，充放電次數也僅為2000次，每三年都要更換一次，顯然也并非儲能系統最理想的化學能源。

余南華也持同樣的觀點，他算了一筆賬，按照去年累計發電量為900億千瓦時，若以0.6元/kwh的上網電價計算，棄風量達到15%～35%的實際損失為78.52～239.61億元。要實現不棄風，每年儲能的投入要近400億元。即使今后電池壽命可以延長到5年，攤薄至每年的投資也接近350億元。的確還不如“棄風”劃算。

以張北項目的投資為例，提升10～20%的風電利用率每年可增加電費約1000～2000萬元，而僅儲能電池的每年折舊就在3000萬元以上。

余南華坦言，目前用在國家科學實驗類示范項目上自然對成本的考慮不會太多，畢竟在示范項目中，意義遠超過其本身的經濟價值，因此電池廠商賠錢也愿意去做。

但在市場環境中，肯定沒有企業愿意做虧本的生意。以余南華的觀點，在實際應用上至少要降到2塊錢左右才會有市場，預計要到2017年儲能市場會出現一個比較大的轉折點。

實際上，在電池效率與成本難題短期難以突破的前提下，許多人相信，降低電池關鍵性材料的成本，對于儲能產品成本的降低具有重要意義。然而，根據GBII的研究表明，目前正極材料、負極材料、隔膜、電解液四個部分占鋰電池高達約50%的成本。雖然近年來，四大材料的國產化程度有所提高，但正極的基礎材料、隔膜、電解液原料等材料源頭不在我們國家，企業在短期內擺脫進口依賴的可能性較小；這些都是電池成本居高不下的原因。此外，國內鋰電行業還存在生產工藝不先進、設備自動化程度不高造成的成品率低等問題。

從市場方面來看，如果磷酸鐵鋰電池價格下降僅僅仍然依靠規模效應、低端產品控制用料，而不是通過技術突破和產品優化，這種降價幅度顯然會低于預期；只有在政府補貼的基礎上，規模與技術相輔相成，才能加快商業化的步伐。

商業模式待定

儲能不僅可以用于大規模電站，通信基站、分布式發電及微型電網技術也是儲能應用的重要領域。目前在青海、西藏等偏遠地區，尚有300萬人口的無電地區，以及中國眾多的海島都需要儲能技術與微電網與分布式光伏相匹配。不可否認，如果在商業上有利可圖，將會迎來巨大的市場空間。

目前，我國約有40個儲能示范項目，這些儲能項目多起到示范、探索性作用，并沒有做成盈利的模式。除了技術、成本的因素外；另一個最大的問題，儲能沒有形成良好的商業模式——這個推動市場化的“加速器”。

黃學杰表示，國內市場化的電力市場環境沒有建立起來，這對國內儲能市場的商業運作產生了很大的制約。對儲能企業來說，市場決定研發；如果沒有好的商業模式，企業沒有動力做研發，即便有好的技術也只能“束之高閣”。

他透露，比亞迪曾接到了美國杜克能源公司儲能項目的訂單，也中標了日本、加拿大等海外不少的儲能電站項目。反而，比亞迪在國內的儲能市場還沒有得到施展拳腳的機會。

主要原因在于，雖然我國的分布式儲能已有小眾市場，但大規模集中儲能還未形成成熟的市場機制。對于市場化的運作，國內還存在頗多爭議。

中航鋰電(洛陽)有限公司電力儲能營銷部的領導認為，隨著儲能技術的發展，一旦電力能夠像普通商品一樣被大規模倉儲，那么儲能技術可能存在電力供給方、電網方、用戶方和第三方運營商等多種商業模式。然而，余南華卻持不同的觀點，他否認了儲能系統盈利性的觀點。

“儲能的主要需求是跟新能源匹配，提高電網安全穩定性和供電質量的，并不是拿來做生意的。”他并解釋，儲能主要是拿來節能源儲量、電壓波動的問題，減小負荷峰谷差，提高系統效率和設備利用率。在其“全職工作”做好的基礎上，才考慮峰谷差價這個“兼職工作”，余南華幽默的表達。

對于峰谷差價的可行性，筆者作了相關調查。為避免出現用電高峰時段電力緊張的狀況，不少城市的確已經實行商業用電峰谷分時計價的收費方式。以深圳為例，峰期時電價為每度0.936元，谷期時每度電只收0.234元。每度電差價約為0.7元。深圳供電局有關負責人在接受記者采訪時表示，一個儲能電站靠峰谷差價實現盈虧的話，這算是一個切入點；但是至少需要5年時間。

這位負責人稱，巨大的建設成本和漫長的資金回收周期，不僅業主方沒有耐心，連地方政府行政領導也“等不及”。眾所周知，中國官員實行的是5年任期制，建設儲能電站并不能即時為本地帶來經濟效益，更無法體現他們在任期內的政績。那么，相關政府部門并不一定會積極推動。

“如何在儲能市場掙錢”似乎成了業內儲能企業焦慮的事情。上述負責人建議，建立全面完善的電力競價交易市場、制定專門的儲能電價、并拉大不同供需時段的電價，使得儲能的削峰填谷有“暴”利可圖，這樣才會吸引更多的市場投資力量參與進來。使儲能市場化“夢想成真”!