“大规模储能技术的发展和应用将对新能源乃至整个电力系统带来革命性的影响。” 中国上市公司协会副秘书长张永伟对本报记者强调。
目前，美国、日本和欧洲都非常重视储能产业的发展，并已在这一领域展开全球性竞争。如美国能源部在2011年发布的“战略计划”中，已明确将储能上升到战略层面，并通过政府直接投资、调整税收、支持技术创新等手段促进储能研发和应用。
“整体来看，我国的储能行业刚刚起步，技术还比较缺失，一方面注重对储能电池本身的研究，对其他载体研究不够，另一方面仅对材料和单一装置进行研究，缺乏对系统应用的研究，甚至没有或者少有对整个产业的一揽子解决方案，技术路线尚不明晰。”张永伟分析。
张永伟进一步指出，中国要形成储能应用的商业模式，必须创造有利于储能价值实现的商业模式，这就要求继续推进电力体制改革，健全我国电价形成机制，尤其是推行和实施峰谷电价，并制定专门的储能电价。
储能技术路线尚不明晰
关键因素还是储能技术经济性问题。
记者：您如何看待我国储能产业的发展现状？
张永伟：针对电的储能技术主要分为三种：物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能）、电化学储能（液流电池、铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、镍镉电池、镍氢电池和超级电容器等）和电磁储能（如超导电磁储能等）。
目前我国储能行业刚刚起步，比较成熟的储能技术是抽水蓄能和铅酸电池，技术进步最快的是电化学储能，其中以液流电池、锂离子电池和钠硫电池最为显著。在实际生产和应用方面，我国已经在实验以及试用不少电化学储能技术，但从整体来看，在实际生产中主要以中低端的镍氢动力电池和铅酸电池为主，更大容量的液流电池、锂离子电池、超级电容器等领域的关键技术虽有突破，但由于缺乏政策支持，未发展到商业化运作和大规模运用的阶段，部分储能技术如磷酸铁力、液流电池等真正的大规模工业化适用刚刚开始，产业化水平很低。
根据全国工商联能源商会储能专业委员会统计，截至2010年底，我国电力储能（90%以上为抽水蓄能）总装机约为16345MW，约占我国电力总装机容量的1.7%，约占全球电力储能总装机的13%。根据国家电网的规划，到2020年我国电力储能装机容量需要达到60GW以上，占全国电力总装机容量4%-5%。
记者：制约我国储能行业的关键因素是什么？
张永伟：最关键的因素还是储能的技术经济性问题。根据中国电科院关于张北风光储输示范项目的测算，20MW的储能电池的设计投入额就达到4亿元，如果我国现有风电装机全部配备储能设备则需要一次性投入2000亿元，这远远超过我国每年因弃风造成的近百亿元经济损失。
随着储能技术的发展，一旦电力能够像普通商品一样被大规模仓储，那么储能技术可能存在电力供给侧、电网侧、用户侧和第三方运营商等多种商业模式。但各种模式能否发展起来的关键，除了技术本身的研发成本高和投入大这一因素之外，最关键的是，是否存在一个有利于实现储能价值的电力市场环境。
建议制定储能电价
储能建设和运行成本没有疏导渠道。
记者：为什么说电力市场环境对储能行业的发展至关重要？
张永伟：从美国实现储能技术在电力系统的应用来看，一个主要原因就在于美国自上个世纪70年代末开始，通过立法打破了电力市场的垄断局面，逐渐形成或者正在发展成为有组织的区域性电力市场，并形成了基本结构类似由能量市场（日前及实时现货市场）、辅助服务市场、容量市场和金融套利市场等组成的电力批发市场。而我国的电力体制改革还没有完成，市场化的电力市场环境还没有建立起来。
记者：应当如何完善电力市场机制，以促进储能行业的发展？
张永伟：企业在发电、输电、配电和用电等各个环节是否使用储能，除了考虑技术是否成熟和自身成本之外，最重要的考虑因素是我国的电价机制及电价政策，因为这将直接决定储能的应用是否具有经济性。因此，我提出三项改革建议。
第一，建立体现资源和环境成本的电价核准机制。目前我国现行的可再生能源补偿机制和区域风电标杆上网电价政策只是权宜之计。我国需要建立一套包括资源成本、环境成本、土地成本、环境治理及恢复成本等在内的科学电价机制，通过电价机制引导电力工业发展，建设一个储能应用的市场环境。
再者，完善和推行峰谷电价制度。我国除少数地区有零星的分时电价外，基本没有实施峰谷电价。至今我国仅有10多个省对趸售用户、大工业用电、非普工业用户在电网销售电价中施行峰谷分时电价，且只有上海、浙江、安徽和甘肃四个省市对居民生活用电执行了峰谷分时电价。没有峰谷点价差，就没有投资者愿意投资储能技术和产品，也就会抑制储能行业的发展。
第三，要承认储能价值，制定储能电价。我国还没有专门的储能电价，现有电价体系中，储能的建设和运行成本也没有相应的疏导渠道，这也制约了我国投资应用储能技术。因此，在电价改革时，有必要对储能电量制定单独的销售电价。
储能规模化应用前景看好
三大领域应用将达12.365亿千瓦。
记者：我国储能规模化应用的前景您有何预期？
张永伟：储能技术具有应用前景主要是，电力系统的能量管理和电能质量改善方面，以及电动汽车和备用电源领域。
在新能源发电质量领域具有应用前景的技术，主要以锂电子、液流和钠硫电池为主，铅酸电池次之，超级电容、飞轮和超导一旦具有技术和成本条件，也有一定的空间。在国外已有的示范项目中，配套的储能设施约为新能源发电装机的10%-30%，一般认为配套15%基本满足需求。预计到2020年，我国风电装机达到1.5亿千瓦，太阳能发电达到2000万千瓦，这意味着需要2550万千瓦的储能设备。
在电力系统能源管理领域，储能首选技术为抽水蓄能，化学电池中液流可能最先具有商业化条件，其次是锂离子电池，铅酸电池还需在技术上进一步提高性能，而钠硫电池长期被日本垄断，在我国的商业化应用前景存在较大不确定性。从国外示范研究来看，为稳定电力供给提供均匀的功率输出，需要配套大约新能源发电容量的20%，并有6-8小时存储时间的电池储能系统。预计到2020年，发电侧和用电侧合计需要7.58亿千瓦的储能设备。
在电动车领域，具有应用前景的储能技术，以锂离子电池为主，铅酸电池也有一定市场。电动车领域需要4.53亿千瓦的储能设备。
因此，总体估算，到2020年我国储能规模化应用的前景大约为12.365亿千瓦。
记者：您提到储能在新能源发电领域具有广阔的应用前景，但目前我国弃风损失严重。根据国家能源局的统计，2012年我国弃风限电总量超过200亿千瓦时。储能技术应用在风电场，还需要哪些基础条件？
张永伟：第一，要完善我国风电入网标准及管理监督机制，对不符合国家风电接入电网标准的风电企业可以不予接入电网。目前，国家电网公司已经有《风电场接入电网技术规定》，但该标准对电网企业来说，门槛过高。我国政府主管部门亟需调整和完善相关标准，尽快形成国家标准，以便从制度上约束发电厂，提高电能质量，为储能应用创造市场环境。
再者，建立风电预测预报系统和科学的风电运行调度管理体系，对风电应像火电一样严格按照计划调度，违规责罚，特殊调度则奖励。
第三，普遍实行峰谷差电价或建立全面完善的电力竞价交易市场。欧美国国家自上个世纪80年代开始实行峰谷电价，到90年代后期许多发达国家的峰谷差价在4倍以上，移峰填谷效果明显。我国也应借鉴这一经验，为发电商创造商业利润空间，促成发电商对储能使用的主动需求。
目前，美国、日本和欧洲都非常重视储能产业的发展，并已在这一领域展开全球性竞争。如美国能源部在2011年发布的“战略计划”中，已明确将储能上升到战略层面，并通过政府直接投资、调整税收、支持技术创新等手段促进储能研发和应用。
“整体来看，我国的储能行业刚刚起步，技术还比较缺失，一方面注重对储能电池本身的研究，对其他载体研究不够，另一方面仅对材料和单一装置进行研究，缺乏对系统应用的研究，甚至没有或者少有对整个产业的一揽子解决方案，技术路线尚不明晰。”张永伟分析。
张永伟进一步指出，中国要形成储能应用的商业模式，必须创造有利于储能价值实现的商业模式，这就要求继续推进电力体制改革，健全我国电价形成机制，尤其是推行和实施峰谷电价，并制定专门的储能电价。
储能技术路线尚不明晰
关键因素还是储能技术经济性问题。
记者：您如何看待我国储能产业的发展现状？
张永伟：针对电的储能技术主要分为三种：物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能）、电化学储能（液流电池、铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、镍镉电池、镍氢电池和超级电容器等）和电磁储能（如超导电磁储能等）。
目前我国储能行业刚刚起步，比较成熟的储能技术是抽水蓄能和铅酸电池，技术进步最快的是电化学储能，其中以液流电池、锂离子电池和钠硫电池最为显著。在实际生产和应用方面，我国已经在实验以及试用不少电化学储能技术，但从整体来看，在实际生产中主要以中低端的镍氢动力电池和铅酸电池为主，更大容量的液流电池、锂离子电池、超级电容器等领域的关键技术虽有突破，但由于缺乏政策支持，未发展到商业化运作和大规模运用的阶段，部分储能技术如磷酸铁力、液流电池等真正的大规模工业化适用刚刚开始，产业化水平很低。
根据全国工商联能源商会储能专业委员会统计，截至2010年底，我国电力储能（90%以上为抽水蓄能）总装机约为16345MW，约占我国电力总装机容量的1.7%，约占全球电力储能总装机的13%。根据国家电网的规划，到2020年我国电力储能装机容量需要达到60GW以上，占全国电力总装机容量4%-5%。
记者：制约我国储能行业的关键因素是什么？
张永伟：最关键的因素还是储能的技术经济性问题。根据中国电科院关于张北风光储输示范项目的测算，20MW的储能电池的设计投入额就达到4亿元，如果我国现有风电装机全部配备储能设备则需要一次性投入2000亿元，这远远超过我国每年因弃风造成的近百亿元经济损失。
随着储能技术的发展，一旦电力能够像普通商品一样被大规模仓储，那么储能技术可能存在电力供给侧、电网侧、用户侧和第三方运营商等多种商业模式。但各种模式能否发展起来的关键，除了技术本身的研发成本高和投入大这一因素之外，最关键的是，是否存在一个有利于实现储能价值的电力市场环境。
建议制定储能电价
储能建设和运行成本没有疏导渠道。
记者：为什么说电力市场环境对储能行业的发展至关重要？
张永伟：从美国实现储能技术在电力系统的应用来看，一个主要原因就在于美国自上个世纪70年代末开始，通过立法打破了电力市场的垄断局面，逐渐形成或者正在发展成为有组织的区域性电力市场，并形成了基本结构类似由能量市场（日前及实时现货市场）、辅助服务市场、容量市场和金融套利市场等组成的电力批发市场。而我国的电力体制改革还没有完成，市场化的电力市场环境还没有建立起来。
记者：应当如何完善电力市场机制，以促进储能行业的发展？
张永伟：企业在发电、输电、配电和用电等各个环节是否使用储能，除了考虑技术是否成熟和自身成本之外，最重要的考虑因素是我国的电价机制及电价政策，因为这将直接决定储能的应用是否具有经济性。因此，我提出三项改革建议。
第一，建立体现资源和环境成本的电价核准机制。目前我国现行的可再生能源补偿机制和区域风电标杆上网电价政策只是权宜之计。我国需要建立一套包括资源成本、环境成本、土地成本、环境治理及恢复成本等在内的科学电价机制，通过电价机制引导电力工业发展，建设一个储能应用的市场环境。
再者，完善和推行峰谷电价制度。我国除少数地区有零星的分时电价外，基本没有实施峰谷电价。至今我国仅有10多个省对趸售用户、大工业用电、非普工业用户在电网销售电价中施行峰谷分时电价，且只有上海、浙江、安徽和甘肃四个省市对居民生活用电执行了峰谷分时电价。没有峰谷点价差，就没有投资者愿意投资储能技术和产品，也就会抑制储能行业的发展。
第三，要承认储能价值，制定储能电价。我国还没有专门的储能电价，现有电价体系中，储能的建设和运行成本也没有相应的疏导渠道，这也制约了我国投资应用储能技术。因此，在电价改革时，有必要对储能电量制定单独的销售电价。
储能规模化应用前景看好
三大领域应用将达12.365亿千瓦。
记者：我国储能规模化应用的前景您有何预期？
张永伟：储能技术具有应用前景主要是，电力系统的能量管理和电能质量改善方面，以及电动汽车和备用电源领域。
在新能源发电质量领域具有应用前景的技术，主要以锂电子、液流和钠硫电池为主，铅酸电池次之，超级电容、飞轮和超导一旦具有技术和成本条件，也有一定的空间。在国外已有的示范项目中，配套的储能设施约为新能源发电装机的10%-30%，一般认为配套15%基本满足需求。预计到2020年，我国风电装机达到1.5亿千瓦，太阳能发电达到2000万千瓦，这意味着需要2550万千瓦的储能设备。
在电力系统能源管理领域，储能首选技术为抽水蓄能，化学电池中液流可能最先具有商业化条件，其次是锂离子电池，铅酸电池还需在技术上进一步提高性能，而钠硫电池长期被日本垄断，在我国的商业化应用前景存在较大不确定性。从国外示范研究来看，为稳定电力供给提供均匀的功率输出，需要配套大约新能源发电容量的20%，并有6-8小时存储时间的电池储能系统。预计到2020年，发电侧和用电侧合计需要7.58亿千瓦的储能设备。
在电动车领域，具有应用前景的储能技术，以锂离子电池为主，铅酸电池也有一定市场。电动车领域需要4.53亿千瓦的储能设备。
因此，总体估算，到2020年我国储能规模化应用的前景大约为12.365亿千瓦。
记者：您提到储能在新能源发电领域具有广阔的应用前景，但目前我国弃风损失严重。根据国家能源局的统计，2012年我国弃风限电总量超过200亿千瓦时。储能技术应用在风电场，还需要哪些基础条件？
张永伟：第一，要完善我国风电入网标准及管理监督机制，对不符合国家风电接入电网标准的风电企业可以不予接入电网。目前，国家电网公司已经有《风电场接入电网技术规定》，但该标准对电网企业来说，门槛过高。我国政府主管部门亟需调整和完善相关标准，尽快形成国家标准，以便从制度上约束发电厂，提高电能质量，为储能应用创造市场环境。
再者，建立风电预测预报系统和科学的风电运行调度管理体系，对风电应像火电一样严格按照计划调度，违规责罚，特殊调度则奖励。
第三，普遍实行峰谷差电价或建立全面完善的电力竞价交易市场。欧美国国家自上个世纪80年代开始实行峰谷电价，到90年代后期许多发达国家的峰谷差价在4倍以上，移峰填谷效果明显。我国也应借鉴这一经验，为发电商创造商业利润空间，促成发电商对储能使用的主动需求。
