智能电网储能应用升级 钒电池初露锋芒

各种储能技术及适应规模

前不久美国能源部为了支持风电储能产业的发展，提供420万美元资金，与合作伙伴一起建立一个3.3千瓦时的概念性超导磁项目，以期实现兆瓦级的应用。而这只是储能技术兴起的一个片段。随着智能电网建设的推进，储能技术的应用将得以快速发展，相关产品的市场规模将快速扩大。目前在智能电网中的示范性项目中，多项储能技术已经得到应用，包括锂离子蓄电池、液流电池、钠-硫蓄电池等，我国在这一新兴领域也开始发力“抢跑”。

电网储能应用要求不一

储能在智能电网中的应用需求不一。中华全国工商联新能源商会储能专业委员会理事长、北京普能世纪科技有限公司董事长俞振华对《中国电子报》记者表示，发、输、配、用4个环节都能用到储能技术，对储能要求也求同存异。在用电端，用户有互动性需求，对电能质量有更高要求。一般要求达到千瓦级别，而千瓦级别的储能市场很“拥挤”，各种储能技术大都能满足需求。在配电端，可进行输配电网增强/电力线增容，需要达到兆瓦级别，相对而言对储能的需求较少。在发电端，储能的应用关注点在于电网负荷调节，以平滑可再生能源的间歇性，减少旋转备用。分布式电网系统一般采用小型的储能系统，更大规模的储能则需要液流电池、智能电池、抽水蓄能等储能系统。此外，储能还可用于削峰填谷，在用电需求谷底时充电，在用电高峰时放电。
每一种储能方法都有其自身的性能范围和成本，以满足不同的需求。各种不同技术的性能范围相互部分重叠，而业界最关注的是每一种技术在其最佳值相对应的性能范围。国家973液流储能电池重大基础研究项目首席科学家、大连融科储能技术发展有限公司副总经理张华民形象地比喻，飞轮、超级电容器等适合1KW-10KW领域的“短跑”，抽水蓄能、压缩空气等则擅长10MW-100MW区间的“马拉松”，铅酸电池、液流电池等适合10KW-10MW区间的“中长跑”。
“储能应用的机会多、技术多，不存在绝对的优劣势，多种技术将并存发展。”俞振华指出，“虽然现在需求很明确，但支撑技术还要一段时间才能满足需求。”
目前储能市场还处于起步阶段，技术上也处在示范工程阶段，真正产业化还面临诸多挑战。中华全国工商联新能源商会储能专业委员会秘书长林朔指出，储能产业面临三大挑战：一是经济性挑战，包括关键材料供应的成本制约、制造工艺复杂以及低转化效率等；二是应用挑战，因储能在电力领域应用时间短，产品需要大规模的应用才能成熟，产业化道路会比较漫长；三是政策法规挑战，表现在受益方难以界定、经济价值不易衡量等，这也加大了政策出台的难度。
此外，在智能电网中应用除了储能本身技术要大步发展外，其他“并行”的技术也不容“省心”。“在与智能电网‘配套’时还需要逆变技术、自动控制技术等，这都需要企业加以关注和解决。”集盛星泰(北京)科技有限公司首席执行官陈胜军表示。

仍需政策支持

从国外发展的经验来看，政策对储能应用的推动作用明显。美国FERC提出储能目标，鼓励企业实现，形成统一标准。美国能源局将提供相关资金，建立示范项目，并对企业实行税收减免等政策。日本则推出了月光计划和示范工程，而我国在这方面尚无明确的产业政策和支持方案，业界也迫切呼吁“春风化雨”般的政策出台。“在目前的技术情况下，储能市场要放量增长才能带动成本的下降，这还需要政策的支持。”俞振华表示。
而业界的共识是，在储能产业的定位上，应该上升到产业层面甚至是国家战略性层面，明确其对节能、新能源发展、增强电网能力、增强国家竞争力的战略意义。“储能产业正处在技术突破向产业化转变的关键阶段，经济性改善明显。如果政策滞后，产业化发展之路就会更困难一些。”国务院发展研究中心研究员张永伟表示。
张永伟还介绍，政策上还要在以下方面有所考量：一是支持多种示范项目。鼓励多元技术示范和验证，加快部署国家级综合性示范项目，这是越快越好。同时还应鼓励地方和企业层面的示范项目。二是建立和完善相关电价机制，峰谷电价机制要做到稳定化、扩大化和经济化，储能电价也要考虑，并且可投资补贴。三是规划先行。规划落后和滞后是我国能源领域的老问题，在规划中要考虑储能在发、输、用电的地位和应用。四是实行强制性约束机制。包括对新能源强制性储能配比要求、对电网公司强制性配比要求、对储能产品的强制性认证制度，并加快制定行业标准，坚持“先标准、后制造”的发展机制。

钒电池产业化进程提速

在储能技术路线上，多元技术竞争式发展可提供多元的应用市场，但相对成熟的技术可先行应用。而其中钒电池是最接近产业化的一种方向，它具有诸多优点，应用前景广阔，在北美、欧洲和日本等已开始商业化应用，而我国在这一领域也初露锋芒。
张华民表示，液流储能技术是最适合于风能发电调幅调频并网的储能技术，但也各有千秋。他介绍说，铅酸电池的不足在于能量效率低、不可深度放电，难以满足功率和蓄电容量须同时兼顾的大规模储能要求。钠硫电池易引起爆炸，危险性大，制造成本高。而全钒液流储能电池优势突出，能量转化效率高，电池均一性好，寿命长，充电状态(SOC)可即使监测，材料可循环使用。仅从其风电市场的应用来看，2020年我国风机装机容量将达1.5亿千瓦，按10%%～20%%的配套储能计算，市场规模将达数千亿元。
大连融科在这方面也持续发力，目前已实现了液流储能电池材料的完全国产化，提高了竞争力。张华民介绍，一是掌握了液流储储能电池电解质溶液、电极双极板、密封材料的批量化生产技术，突破了离子交换膜材料合成方法和制备工艺，实现了液流储能电池材料的完全国产化；二是掌握了大功率电池模块和电池系统的设计、集成及控制技术。比如在离子交换膜方面，经过融科的刻苦攻关，掌握了新型膜材料的合成技术，如果实现规模化生产，其价位将从700美元/m2降到200美元/m2。电解质溶液和双极板等也已自主开发。张华民表示，储能的竞争最终是成本、性价比的竞争。目前钒电池的成本为每千瓦1.3万元，融科的目标是在未来将其降到5000元，电解质溶液每千瓦时达到2000元，这将进一步普及其应用。

记者点评

技术突破与商业模式并重

李 映

智能电网中应用的储能不仅是发挥“锦上添花”的作用，它是实现风能、太阳能等可再生能源普及及应用的核心技术，也是提高电网的调峰能力和对可再生能源并网的兼容能力、构建我国坚强智能电网的关键技术。我国智能电网的逐步推进将带动储能技术升级，推动储能需求的快速增长。而当前我国储能产业化面临的挑战中，储能技术的价格政策和投资回报机制缺失、政府对大容量储能技术的研发支持少、相关示范项目还较少等还需要政府相关部门出台相应的政策逐步解决，而在储能技术本身和商业模式上加以突破则是参与企业的“必答题”。
智能电网对储能系统的基本要求在于储能容量大、功率响应速度快、储能效率高、使用寿命长、运行费用低等。经过多年的发展，有些储能技术已经距离解决可再生能源发电和互动问题、实现大规模商业化应用越来越近，但要储能应用“全面开花”，还需要下大力气实现与储能系统要求的“对接”。虽然各种储能技术都有其优劣势，“花落谁家”一时还难见分晓，但储能的竞争终归是性价比的竞争，企业应加大研发支持力度，在提高转化效率、简化制造工艺、配套材料替代等环节加强攻关。同时，储能是系统工程，除了产品本身技术要“达标”外，还需要配置技术、控制策略再到工程应用等全方位“匹配”，这是对企业实力的全面考验。
同时，技术并不能自我“推销”，如果没有好的商业模式，多好的技术也只能“束之高阁”，尤其是储能在智能电网中的应用时间还较短的情形下，要积极探索应用和运营的多种商业模式，走基于本土技术突破再推进商业示范和产业化的发展模式。通过实践破解受益方难以界定、如何界定、如何利益共享等难题，将使储能在智能电网中的应用“无往而不利”。

（责任编辑：落雪）