“关于锂电储能市场的话题，现在火候未到，三年之后再聊会更有意义些！”已承接国家电网众多储能示范项目的许继集团有限公司副总经理张建兴如此的开场白让人有些意外。
储能产业作为新兴战略性产业，已被列入我国“十二五”规划纲要，纲要中强调储能是推进智能电网建设、加强城乡电网建设和增强电网优化配置的依托技术。然而由于技术面临诸多瓶颈、生产成本高企、商业模式尚不清晰等因素，使得方兴未艾的锂电储能市场如同趴在玻璃上的一只虫子，前途一片光明，却找不到出口。
在投资过热的锂电行业，由于动力电池市场的不景气、产能利用率偏低的境况下，国内锂电池厂对巨大的储能系统市场给予了很高的期望。然而从国家电网主导的位于河北省张家口市的张北县和尚义县境内风光储输示范工程仍在“实验田”阶段来看，储能市场的产业化尚待时日。
张建兴提醒业内人士，虽然预计储能市场将有六千亿市场的“大饼”，但还要经历漫长的市场培育阶段。因此，在储能市场条件不成熟的情况下，“画饼”是不能“充饥”的。
技术成“拦路虎”
“储能的技术路线有10多种，谁能保证锂电储能是未来大规模储能的发展方向？”中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部一位不愿透露姓名的领导认为储能的技术路线仍未定型。一辆车的电池不过几十千瓦，而规模储能要几个、几十个兆瓦，怎么保持均匀性？现在是各种技术等待检验的时候。
一般来说，储能技术分为物理储能和化学储能两种，其中物理储能如抽水蓄能、飞轮储能等有建设的局限性；但化学储能如钠硫电池、液流电池、铅酸电池、锂离子电池等技术路线孰优孰劣也还难以评定。锂离子电池作为新兴的化学储能技术，在电网级规模储能领域的应用仍然颇具争议。
“虽然磷酸铁锂是目前比较受关注的一种储能技术路线，但是维护难度大和安全性欠佳的缺点，影响了其大规模商用的步伐。”中国南方电网智能电网所主任余南华表示。
在储能系统配置的结构中，是由很多锂电池组串并联在一起的，电池组最大的问题是里面一个电池受热不均或者损坏，整个电池组都会出现坏掉的连锁反应。“一个小小的局部问题会导致整个系统快速的蔓延，这对日常运维造成了很大的麻烦。”张建兴认同维护的难度大。一般维护电站的工作人员是电力方面的行家，但是对电池的了解就并不那么专业，这对他们来说是一个棘手的问题。
据中科院物理研究所常务副主任黄学杰透露，许继集团在承接了国家电网的相关锂电储能项
目后，因为缺乏对锂电池性能的充分理解，在建设过程中出现了诸多麻烦，这也是张建兴坦言维护难度大的真正原因。
除了维护问题之外，电池本身的质量问题也让人堪忧。黄学杰透露，南方电网与比亚迪、中航锂电合作建设的位于深圳龙岗区的南方电网兆瓦级电能储能站项目，就屡次出现冒白烟的现象。
事实上，虽然化学电池储能电站在可再生能源发展中能够发挥巨大的作用，但是化学电池最大的问题是安全性问题。而且，随着电池能量比和功率比的提高，发生事故的危险性将增大。
“我们必须将化学电池作为使用易燃、易爆物品和高电压器件一样对待。”黄学杰也向笔者提到在储能领域因电池安全问题引发的事故。
美国夏威夷Kahuku岛30兆瓦风电场的15兆瓦电池储能电站，在2011～2012年中，发生三次着火引发大火的事故。同样在2012年，通用沃蓝达电动车在测试中发生电池起火造成小规模火灾以及几名人员受伤的事故，选择的是A123以纳米技术生产的磷酸铁锂电池。
他并补充说，A123公司使用磷酸铁锂电池建成1MW(0.5MWh)移动储能电站。至今未有在大规模风电场中应用的实例。
实际上，由于电池在生产过程中，设备控制精度会使原材料的配比、正负极上原材料的分布密度产生差异，操作过程会对电池的半成品产生不同的细微损伤，电池属于化学品，这些变化都会使电池的性能产生变化。
特别是国内大多数生产电池的厂商，仍旧在采用半自动化甚至手工方式生产电池，导致电池内阻、电压、容量的一致性欠缺。在大型储能系统中遇到了严峻的考验，严重影响着储能系统容量及性能的发挥。
“在长期的使用过程中，自放电率、环境温度、湿度、充放电深度等不同，会使电池的衰减速度不一致，也会导致电池间更大的一致性差异。”余南华对电池一致性问题做了上述解释。
而就在笔者截稿前，得到消息称国家电网对张北储能项目一期的评估意见文件已出，因张北项目地处偏远，风力大小和阳光强度造成的充电电流的一些经常性的变化，使电池的耐受性经历了极大的考验，导致产品安全性欠缺，因此，暂不将意见对外公布。
价格“高居不下”
据了解，国家电网对下一代储能电池性能和价格的期待是循环寿命达到5000次以上，价格达到1500元/kWh以下，效率达到80%以上。这样的指标，现有的储能系统尚难以达到。
“以目前锂电池的价格来看，配置储能系统有种小题大做的感觉。”中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的上述领导认为目前锂电用于储能项目没有可操作的意义。
就拿技术相对成熟，但污染问题难以得到妥善解决的的铅酸电池来说，储能市场的铅酸电池售价为0.7～1元/AH，有1000多次的充放电；而锂系电池中，磷酸铁锂电池的售价一般为2.5元/AH，电池组的售价为3.5～4元/AH，充放电次数也仅为2000次，每三年都要更换一次，显然也并非储能系统最理想的化学能源。
余南华也持同样的观点，他算了一笔账，按照去年累计发电量为900亿千瓦时，若以0.6元/kwh的上网电价计算，弃风量达到15%～35%的实际损失为78.52～239.61亿元。要实现不弃风，每年储能的投入要近400亿元。即使今后电池寿命可以延长到5年，摊薄至每年的投资也接近350亿元。的确还不如“弃风”划算。
以张北项目的投资为例，提升10～20%的风电利用率每年可增加电费约1000～2000万元，而仅储能电池的每年折旧就在3000万元以上。
余南华坦言，目前用在国家科学实验类示范项目上自然对成本的考虑不会太多，毕竟在示范项目中，意义远超过其本身的经济价值，因此电池厂商赔钱也愿意去做。
但在市场环境中，肯定没有企业愿意做亏本的生意。以余南华的观点，在实际应用上至少要降到2块钱左右才会有市场，预计要到2017年储能市场会出现一个比较大的转折点。
实际上，在电池效率与成本难题短期难以突破的前提下，许多人相信，降低电池关键性材料的成本，对于储能产品成本的降低具有重要意义。然而，根据GBII的研究表明，目前正极材料、负极材料、隔膜、电解液四个部分占锂电池高达约50%的成本。虽然近年来，四大材料的国产化程度有所提高，但正极的基础材料、隔膜、电解液原料等材料源头不在我们国家，企业在短期内摆脱进口依赖的可能性较小；这些都是电池成本居高不下的原因。此外，国内锂电行业还存在生产工艺不先进、设备自动化程度不高造成的成品率低等问题。
从市场方面来看，如果磷酸铁锂电池价格下降仅仅仍然依靠规模效应、低端产品控制用料，而不是通过技术突破和产品优化，这种降价幅度显然会低于预期；只有在政府补贴的基础上，规模与技术相辅相成，才能加快商业化的步伐。
商业模式待定
储能不仅可以用于大规模电站，通信基站、分布式发电及微型电网技术也是储能应用的重要领域。目前在青海、西藏等偏远地区，尚有300万人口的无电地区，以及中国众多的海岛都需要储能技术与微电网与分布式光伏相匹配。不可否认，如果在商业上有利可图，将会迎来巨大的市场空间。
目前，我国约有40个储能示范项目，这些储能项目多起到示范、探索性作用，并没有做成盈利的模式。除了技术、成本的因素外；另一个最大的问题，储能没有形成良好的商业模式——这个推动市场化的“加速器”。
黄学杰表示，国内市场化的电力市场环境没有建立起来，这对国内储能市场的商业运作产生了很大的制约。对储能企业来说，市场决定研发；如果没有好的商业模式，企业没有动力做研发，即便有好的技术也只能“束之高阁”。
他透露，比亚迪曾接到了美国杜克能源公司储能项目的订单，也中标了日本、加拿大等海外不少的储能电站项目。反而，比亚迪在国内的储能市场还没有得到施展拳脚的机会。
主要原因在于，虽然我国的分布式储能已有小众市场，但大规模集中储能还未形成成熟的市场机制。对于市场化的运作，国内还存在颇多争议。
中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的领导认为，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方、电网方、用户方和第三方运营商等多种商业模式。然而，余南华却持不同的观点，他否认了储能系统盈利性的观点。
“储能的主要需求是跟新能源匹配，提高电网安全稳定性和供电质量的，并不是拿来做生意的。”他并解释，储能主要是拿来节能源储量、电压波动的问题，减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。在其“全职工作”做好的基础上，才考虑峰谷差价这个“兼职工作”，余南华幽默的表达。
对于峰谷差价的可行性，笔者作了相关调查。为避免出现用电高峰时段电力紧张的状况，不少城市的确已经实行商业用电峰谷分时计价的收费方式。以深圳为例，峰期时电价为每度0.936元，谷期时每度电只收0.234元。每度电差价约为0.7元。深圳供电局有关负责人在接受记者采访时表示，一个储能电站靠峰谷差价实现盈亏的话，这算是一个切入点；但是至少需要5年时间。
这位负责人称，巨大的建设成本和漫长的资金回收周期，不仅业主方没有耐心，连地方政府行政领导也“等不及”。众所周知，中国官员实行的是5年任期制，建设储能电站并不能即时为本地带来经济效益，更无法体现他们在任期内的政绩。那么，相关政府部门并不一定会积极推动。
“如何在储能市场挣钱”似乎成了业内储能企业焦虑的事情。上述负责人建议，建立全面完善的电力竞价交易市场、制定专门的储能电价、并拉大不同供需时段的电价，使得储能的削峰填谷有“暴”利可图，这样才会吸引更多的市场投资力量参与进来。使储能市场化“梦想成真”!
