900亿元储能市场3年后或开启 设备寿命5000次

今年7月，Lanrence G.Chaset来到美国加利福尼亚州一家电力公司的高级经理办公室，问对方：“你觉得储能怎么样？”

对方拿起一部先进的智能手机几秒钟，然后回答说：“推广起来还是太贵了。”

然而，这种情况正在发生变化。

今年9月29日，时任加利福尼亚州州长的施瓦辛格签署了一项新法案，即众议院法案（AB）AB 2514，旨在扩大储能的影响力，促进可再生能源的发展。

12月8日，在CBIEVENTS主办的储能2010可再生能源发电、储能系统和智能电网行业发展论坛上，可持续能源期货创始人Lanrence G.Chaset向中国企业代表介绍了加州储能市场的未来。

Lanrence在舞台上不断动员，非美国企业也应该进入加州的储能市场，“就像SUNTECH（STP.NYSE）在加州非常活跃一样。”

遗憾的是，对于中国的许多企业来说，目前要分享这样的盛宴并不容易。

事实上，尽管国内关注和从事储能行业的企业很多，但大多处于蓄势待发的阶段。“他们仍在考虑是否投资以及投资的风险。大多数企业没有商业化产品。有限公司实德南华投资管理有限公司能源环保部总经理陈伟表示。

这种保守做法的背景是，中国市场上没有一个大规模储能的商业运营项目，仅有的四个示范项目也并非全部顺利。由于没有政策补贴的激励，电网企业、发电企业和新能源设备制造商不愿充当储能设备付费的“大头”。

这样就形成了一个恶性循环，以至于企业家们悲观地认为，中国的储能市场可能还需要3-5年才能形成。

因此，由于储能的限制，人们普遍认为中国可再生能源的发展并不落后于其他国家，否则将成为一个伪命题。

储能的经济分析

内部收益率介于0.5%至5.3%之间。

几乎没有人能否认储能的重要性。

国电集团北京国电龙源环保工程有限公司有限公司部门经理刘克伟分析，到2020年，中国装机容量将达到1500GW，风电将占10%，即150GW。根据风电装机容量的15%，配套储能装置的功率约为22.5GW。“如果储能装置的单位千瓦成本为4000元，10年后的市场规模约为900亿元，而且还不包括抽水蓄能。”

Vantage Point Venture Partners合伙人冯力通过比较有储能设备和没有储能设备的50MW风电场的内部收益率（IRR）变化，研究了储能设备回报率。

在他的案例1研究中，50MW风电场的风机成本设定为4300元/kw，其他成本为4000元/kw。折旧期为5年，年运行时间为2000小时，上网电价为0.54元/kwh。风电场投资的贷款比例为70%，贷款利息为7%，还款期为15年。

然后，当弃风率为20%时，该风电场的实际内部收益率仅为0.5%。“也就是说，电网消纳能力不足导致的弃风大大降低了风电场的产量。”冯莉解释道。

在另一个有储能设备的案例2中，冯力将废弃风的再利用率设定为100%，配备55兆瓦时的储能容量，每天一次充放电循环，使用寿命为5-15年。其他条件与第一种情况相同。

由于储能成本和使用寿命是决定利用储能降低排风率投资回报率的两个重要因素，冯力得出以下结论：当储能设备的使用寿命为5年，储能设备成本分别为800、1000、1500和2000元/kWh时，内部收益率为7.4%、-0.5%，分别为-12.5%和-19.7%；

当使用寿命为10年，设备成本为1000元/kWh、1500元/kWh和2500元/kWh时，内部收益率分别为14.7%、5.3%、-0.3%和-4.1%。当使用寿命为15年，设备成本分别为2000元、2500元、3000元和3500元/kWh时，内部收益率分别为5.3%、2.2%、-0.2%和-2%。

储能对内部收益率的贡献率是显而易见的，但冯力仍然认为“目前储能设备的高成本限制了其在可再生能源储能中的大规模应用。”

在储能设备的经济分析中，刘克伟采用了容量电价和电价的不同收费模式。

根据容量价格模型，经济的电池储能技术需要满足以下条件：循环次数为12319次，电池价格为2500元/kw，匹配价格为2600元/kw；运维成本为0.01元/kw、容量价格为500元/（kw×年），收益投资比为1；

根据电价，经济型电池的计算结果如下：在100%放电深度的前提下，使用寿命内每千瓦售电量为34493千瓦时，循环效率为70%，电池价格为4200元/千瓦，配套价格为3000元/千瓦；运维成本为0.008元/千瓦，售电价格为0.62元/kWh，购电价格为0.23元/kkWh。

这些数据得出的结论是，如果安装10%的储能设备可以回收10%废弃风电的80%，那么可接受的储能成本在30年内为7556元，在15年内为5318元。

中国储能尴尬

目前，没有储能计划，也没有集中管理部门。

事实上，储能设备价格高的问题并不局限于中国。

根据Lanrence G.Chaset的说法，加州在电能存储方面的价值主张是，预计成本在100万至400万美元/装机兆瓦之间。但由于美国的天然气不是很贵，保守派仍然选择使用天然气而不是电力来存储能源。

据了解，几年前，南加州准备启动一个500兆瓦的抽水蓄能项目，资金成本约为7.5亿美元，即150万美元/装机兆瓦。

项目成功后，它将能够24小时提供服务，并带来巨大的额外收入。Lanrence G.Chaset认为，即使在抽水和发电过程中损失了20%的效率，该项目仍然具有成本效益。

但令他遗憾的是，该项目当时并不是很成功，因为反对者认为电能存储的成本仍然高于传统能源。

然而，现在的情况不同了。2514号法案通过后，要求加州公用事业委员会于2012年3月1日启动该程序，并为委员会管辖的所有负荷服务企业（LSE）设定目标，以确保储能系统可行且具有成本效益。

在中国，目前没有储能计划，甚至没有一个集中的管理部门。近期备受风电相关企业关注的《风电并网技术标准》并未对储能提出任何要求。

作为全球最大的锂电池解决方案供应商之一，美国A123 Systems Inc每年生产数百万纳米磷酸铁锂电池，其客户市场主要在美国、智利和欧洲。

大中华区电网解决方案销售总监易立军表示，虽然A123已经进入中国，但它现在所做的只是与同行一起培育市场，还不知道中国市场何时能够全面开放。

相比之下，美国对风电并网有更严格的要求，这就是为什么两个市场的储能发展截然不同的原因。“彝族军队分析。

所谓“严格”，是指美国的电网有预测机制，发电商在预测自己的发电量后，如果误差太大，就会被电网罚款。

此外，“美国的电网公司、配电公司和输电公司都是独立的运营商，激烈的竞争也使每家公司更加重视储能。”Yi army补充道。

风能存储充电模式被卡住。

许多储能公司希望电网公司能为此买单。

为了在未来发展可再生能源，我们必须重视储能的使用。龙源电力（00916.HK）集团有限公司有限公司执行董事兼总经理谢长军表示。

然而，作为一家发电企业，龙源电力显然没有动力为储能设备买单。储能的未来肯定是一个政策问题，需要国家的支持，因为储能参与风电监管会降低发电企业的经济性。”谢先生透露。

他说，目前，电网体制改革对电网的要求仍然希望他们能够承担起调峰的责任，整个调峰的平衡应该由电网来解决。“电网目前也承认这个账，否则他们未来对电网的发展会越来越小。”

谢长军并不是唯一一个有这种想法的人。许多储能装置……

崛起者也希望电网公司买单，但他们也很清楚，这需要一个前提：国家将对其进行补贴。

尽管无法预测国家的相关政策，但中国电力企业联合会科技服务中心发展部主任、总工程师尹松认为，到2050年，中国的电力装机容量将达到30亿千瓦，其中新能源将达到6亿千瓦，因此对能量存储的需求是可预见的，并且至少5%的能量存储设备是可能的。

对于未来储能的充电模式，刘克伟的回答是：根据供电侧和电网侧的区别，比如发电企业向电网企业租赁储能设备，电网企业为提供储能设备的企业付费，或者电网企业自行配备。

具体而言，一是谁受益谁付费，首先理顺风电价格，用于支付提供储能设备的企业；第二，政府对储能设备企业提供补贴；

三、实行有条件接收发电政策。在购买风电时，电网应考虑风力发电预测技术。如果误差超过允许范围，则不进行采购，或者根据不同的误差范围采用不同的采购价格。误差小的价格高，误差大的价格低。第四，几个主要发电集团可以使用自己的常规能源来优化发电结构。

形成一个市场需要三年时间？

长期目标成本低至100美元/千瓦时。

中国电力科学研究院首席专家胡学浩表示，几种主要储能技术的使用寿命如下：铅酸电池的循环寿命约为500~1000次，锂电池约为2000~3000次，钠硫电池约为3000~5000次，液流电池超过10000次。

这显然与刘克伟的计算相去甚远。对此，上海电力（600021.SH）公司高级工程师张宇认为，从长远来看，储能设备的寿命应该达到5000次，效率应该高达80%，成本低至100美元/千瓦时，能量密度应该是传统电池的两倍。

“这个发展目标，在众目睽睽之下，国内企业无论是哪种技术，仍然无法实现。一家储能设备制造商评论说，这项技术需要三年的时间才能成熟。但他仍然肯定了张宇的预测，“从长远来看，有必要有这样的水平才能赢得市场的青睐。”。"

事实上，NGK已经可以满足这样的要求。

截至2010年，NGK已完成约390兆瓦的钠硫电池商业储能项目，也是全球商业储能领域最具实际运营经验的公司。

NGK经理Hiroyuki Abe告诉笔者，其钠硫电池的能量密度是传统电池的三倍，但体积仅为传统电池的1/3。它可以在智能电网中连续工作15年，循环寿命约为4500次。

目前，我们的产能为150兆瓦。从去年开始，我们一直在扩大产能，未来有可能在中国建设部分产能。安倍广之说。（编辑/李娇）

今年7月，Lanrence G.Chaset来到美国加利福尼亚州一家电力公司的高级经理办公室，问对方：“你觉得储能怎么样？”

对方拿起一部先进的智能手机几秒钟，然后回答说：“推广起来还是太贵了。”

然而，这种情况正在发生变化。

今年9月29日，时任加利福尼亚州州长的施瓦辛格签署了一项新法案，即众议院法案（AB）AB 2514，旨在扩大储能的影响力，促进可再生能源的发展。

12月8日，在CBIEVENTS主办的储能2010可再生能源发电、储能系统和智能电网行业发展论坛上，可持续能源期货创始人Lanrence G.Chaset向中国企业代表介绍了加州储能市场的未来。

Lanrence在舞台上不断动员，非美国企业也应该进入加州的储能市场，“就像SUNTECH（STP.NYSE）在加州非常活跃一样。”

遗憾的是，对于中国的许多企业来说，目前要分享这样的盛宴并不容易。

事实上，尽管国内关注和从事储能行业的企业很多，但大多处于蓄势待发的阶段。“他们仍在考虑是否投资以及投资的风险。大多数企业没有商业化产品。有限公司实德南华投资管理有限公司能源环保部总经理陈伟表示。

这种保守做法的背景是，中国市场上没有一个大规模储能的商业运营项目，仅有的四个示范项目也并非全部顺利。由于没有政策补贴的激励，电网企业、发电企业和新能源设备制造商不愿充当储能设备付费的“大头”。

这样就形成了一个恶性循环，以至于企业家们悲观地认为，中国的储能市场可能还需要3-5年才能形成。

因此，由于能量存储的限制……

，人们普遍认为，中国可再生能源的发展并不落后于其他国家，否则将成为一个伪命题。

储能的经济分析

内部收益率介于0.5%至5.3%之间。

几乎没有人能否认储能的重要性。

国电集团北京国电龙源环保工程有限公司有限公司部门经理刘克伟分析，到2020年，中国装机容量将达到1500GW，风电将占10%，即150GW。根据风电装机容量的15%，配套储能装置的功率约为22.5GW。“如果储能装置的单位千瓦成本为4000元，10年后的市场规模约为900亿元，而且还不包括抽水蓄能。”

Vantage Point Venture Partners合伙人冯力通过比较有储能设备和没有储能设备的50MW风电场的内部收益率（IRR）变化，研究了储能设备回报率。

在他的案例1研究中，50MW风电场的风机成本设定为4300元/kw，其他成本为4000元/kw。折旧期为5年，年运行时间为2000小时，上网电价为0.54元/kwh。风电场投资的贷款比例为70%，贷款利息为7%，还款期为15年。

然后，当弃风率为20%时，该风电场的实际内部收益率仅为0.5%。“也就是说，电网消纳能力不足导致的弃风大大降低了风电场的产量。”冯莉解释道。

在另一个有储能设备的案例2中，冯力将废弃风的再利用率设定为100%，配备55兆瓦时的储能容量，每天一次充放电循环，使用寿命为5-15年。其他条件与第一种情况相同。

由于储能成本和使用寿命是决定利用储能降低排风率投资回报率的两个重要因素，冯力得出以下结论：当储能设备的使用寿命为5年，储能设备成本分别为800、1000、1500和2000元/kWh时，内部收益率为7.4%、-0.5%，分别为-12.5%和-19.7%；

当使用寿命为10年，设备成本为1000元/kWh、1500元/kWh和2500元/kWh时，内部收益率分别为14.7%、5.3%、-0.3%和-4.1%。当使用寿命为15年，设备成本分别为2000元、2500元、3000元和3500元/kWh时，内部收益率分别为5.3%、2.2%、-0.2%和-2%。

储能对内部收益率的贡献率是显而易见的，但冯力仍然认为“目前储能设备的高成本限制了其在可再生能源储能中的大规模应用。”

在储能设备的经济分析中，刘克伟采用了容量电价和电价的不同收费模式。

根据容量价格模型，经济的电池储能技术需要满足以下条件：循环次数为12319次，电池价格为2500元/kw，匹配价格为2600元/kw；运维成本为0.01元/kw、容量价格为500元/（kw×年），收益投资比为1；

根据电价，经济型电池的计算结果如下：在100%放电深度的前提下，使用寿命内每千瓦售电量为34493千瓦时，循环效率为70%，电池价格为4200元/千瓦，配套价格为3000元/千瓦；运维成本为0.008元/千瓦，售电价格为0.62元/kWh，购电价格为0.23元/kkWh。

这些数据得出的结论是，如果安装10%的储能设备可以回收10%废弃风电的80%，那么可接受的储能成本在30年内为7556元，在15年内为5318元。

中国储能尴尬

目前，没有储能计划，也没有集中管理部门。

事实上，储能设备价格高的问题并不局限于中国。

根据Lanrence G.Chaset的说法，加州在电能存储方面的价值主张是，预计成本在100万至400万美元/装机兆瓦之间。但由于美国的天然气不是很贵，保守派仍然选择使用天然气而不是电力来存储能源。

据了解，几年前，南加州准备启动一个500兆瓦的抽水蓄能项目，资金成本约为7.5亿美元，即150万美元/装机兆瓦。

项目成功后，它将能够24小时提供服务，并带来巨大的额外收入。Lanrence G.Chaset认为，即使在抽水和发电过程中损失了20%的效率，该项目仍然具有成本效益。

但令他遗憾的是，该项目当时并不是很成功，因为反对者认为电能存储的成本仍然高于传统能源。

然而，现在的情况不同了。2514号法案通过后，要求加州公用事业委员会于2012年3月1日启动该程序，并为委员会管辖的所有负荷服务企业（LSE）设定目标，以确保储能系统可行且具有成本效益。

在中国，目前没有储能计划，甚至没有一个集中的管理部门。近期备受风电相关企业关注的《风电并网技术标准》并未对储能提出任何要求。

作为全球最大的锂电池解决方案供应商之一，美国A123 Systems Inc每年生产数百万纳米磷酸铁锂电池，其客户市场主要在美国、智利和欧洲。

大中华区电网解决方案销售总监易立军表示，虽然A123已经进入中国，但它现在所做的只是与同行一起培育市场，还不知道中国市场何时能够全面开放。

相比之下，美国对风电并网有更严格的要求，这就是为什么两个市场的储能发展截然不同的原因。“彝族军队分析。

所谓“严格”，是指美国的电网有预测机制，发电商在预测自己的发电量后，如果误差太大，就会被电网罚款。

此外，“美国的电网公司、配电公司和输电公司都是独立的运营商，激烈的竞争也使每家公司更加重视储能。”Yi army补充道。

风能存储充电模式被卡住。

许多储能公司希望电网公司能为此买单。

为了在未来发展可再生能源，我们必须重视储能的使用。龙源电力（00916.HK）集团有限公司有限公司执行董事兼总经理谢长军表示。

然而，作为一家发电企业，龙源电力显然没有动力为储能设备买单。储能的未来肯定是一个政策问题，需要国家的支持，因为储能参与风电监管会降低发电企业的经济性。”谢先生透露。

他说，目前，电网体制改革对电网的要求仍然希望他们能够承担起调峰的责任，整个调峰的平衡应该由电网来解决。“电网目前也承认这个账，否则他们未来对电网的发展会越来越小。”

谢长军并不是唯一一个有这种想法的人。许多储能装置……

崛起者也希望电网公司买单，但他们也很清楚，这需要一个前提：国家将对其进行补贴。

尽管无法预测国家的相关政策，但中国电力企业联合会科技服务中心发展部主任、总工程师尹松认为，到2050年，中国的电力装机容量将达到30亿千瓦，其中新能源将达到6亿千瓦，因此对能量存储的需求是可预见的，并且至少5%的能量存储设备是可能的。

对于未来储能的充电模式，刘克伟的回答是：根据供电侧和电网侧的区别，比如发电企业向电网企业租赁储能设备，电网企业为提供储能设备的企业付费，或者电网企业自行配备。

具体而言，一是谁受益谁付费，首先理顺风电价格，用于支付提供储能设备的企业；第二，政府对储能设备企业提供补贴；三、实行有条件接收发电政策。在购买风电时，电网应考虑风力发电预测技术。如果误差超过允许范围，则不进行采购，或者根据不同的误差范围采用不同的采购价格。误差小的价格高，误差大的价格低。第四，几个主要发电集团可以使用自己的常规能源来优化发电结构。

形成一个市场需要三年时间？

长期目标成本低至100美元/千瓦时。

中国电力科学研究院首席专家胡学浩表示，几种主要储能技术的使用寿命如下：铅酸电池的循环寿命约为500~1000次，锂电池约为2000~3000次，钠硫电池约为3000~5000次，液流电池超过10000次。

这显然与刘克伟的计算相去甚远。对此，上海电力（600021.SH）公司高级工程师张宇认为，从长远来看，储能设备的寿命应该达到5000次，效率应该高达80%，成本低至100美元/千瓦时，能量密度应该是传统电池的两倍。

“这个发展目标，在众目睽睽之下，国内企业无论是哪种技术，仍然无法实现。一家储能设备制造商评论说，这项技术需要三年的时间才能成熟。但他仍然肯定了张宇的预测，“从长远来看，有必要有这样的水平才能赢得市场的青睐。”。"

事实上，NGK已经可以满足这样的要求。

截至2010年，NGK已完成约390兆瓦的钠硫电池商业储能项目，也是全球商业储能领域最具实际运营经验的公司。

NGK经理Hiroyuki Abe告诉笔者，其钠硫电池的能量密度是传统电池的三倍，但体积仅为传统电池的1/3。它可以在智能电网中连续工作15年，循环寿命约为4500次。

目前，我们的产能为150兆瓦。从去年开始，我们一直在扩大产能，未来有可能在中国建设部分产能。安倍广之说。（编辑/李娇）

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