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中国储能产业起步 商业模式有待突破

导读: “对于中国该不该大规模推广储能这个问题,很多人可能不确定或者不看好。我认为如果现在不做储能,会导致一个大家负担不起的结果。因为我们结构转型的成本是很高的,现在不去发展,将来可能花费比现在10倍还多的钱去做。”英国伯明翰大学副校长、储能专家理查德•威廉姆斯近日在接受记者专访时说到。

图为工作人员正在给天然气公交车加气

  近日,浙江省绍兴市公交集团首批购置的80辆车型为8米、9米、10米3款清洁能源(天然气)公交车正式投入使用。据介绍,使用液化天然气为动力的公交车,尾气中一氧化碳、碳氢化合物、二氧化硫等排放量大幅度降低,汽车噪音减少约40%,苯、铅、粉尘等颗粒物排放几乎为零。

  “对于中国该不该大规模推广储能这个问题,很多人可能不确定或者不看好。我认为如果现在不做储能,会导致一个大家负担不起的结果。因为我们结构转型的成本是很高的,现在不去发展,将来可能花费比现在10倍还多的钱去做。”英国伯明翰大学副校长、储能专家理查德•威廉姆斯近日在接受记者专访时说到。

  而就在几天之前召开的第二届北京国际储能大会上,与会专家得出了一个与之相反的结论:技术、标准、示范和政策缺失,加之商业模式不清晰,我国储能产业大规模应用尚为时过早。

  行业专家进一步分析认为,考虑到我国电力体制市场化改革滞后和电力布局空间跨度大等因素,与可再生能源应用同步发展或将成为储能业发展的最大机会。

  储能是电网调峰的迫切需求

  储能是智能电网、可再生能源接入、分布式发电、微网以及电动汽车发展必不可少的支撑技术,具体有5大类和17小类应用。虽然储能的应用贯穿了电力系统的发电、输配电、用电、可再生能源接入和辅助服务等多个环节,但较早的产业化是发生在辅助服务和用户端的分布式发电及微网领域。目前储能在中国的发展刚刚起步。

  近年来,我国电网峰谷差逐年增大,多数电网的高峰负荷增长幅度在10%左右,甚至更高。而低谷负荷的增长幅度则维持在5%甚至更低。峰谷差的增加幅度大于负荷的增长幅度,在电网中引入储能系统成为了实现电网调峰的迫切需求。

  2011年以来,由于受本地消纳能力和外送通道限制,国内部分省区存在不同程度的“弃风”现象。据风电行业内专家介绍,2011年全国风电年利用小时数已达1920小时,但“三北”地区年利用小时数普遍低于中东部负荷中心地区的年利用小时数,个别省区的年利用小时数已下降到1600小时左右,严重影响了风电场运行的经济性。

  开发应用调峰储能电池,将大幅提高电力系统的运行效率。在电力行业的所有环节中,发电、输送、配电以及使用都可以应用储能技术。它既能提供紧急状态下的备用电力;也可为偏远地区或岛屿解决离网环境中的电力供应问题;分布式储能可提高智能电网的调节能力;电动汽车充电站也需要储能技术进行缓冲和调节。

  有专家预测,随着新能源并网比重的日益提高,未来电网级储能的需求会逐渐提升且市场空间巨大。据行业预测数据,到2020年,传统电网峰谷调节储能规模将达到228GW,对应抽水储能电站市场容量约为9576亿元,其中设备占比约为35%,市场容量届时可达3351亿元。

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