中国储能网讯: 一个号称世界上最大的巨型电池阵列近日在河北省张北县投产，此举目的是力求解决风能发电和太阳能光伏发电无法储存的难题。

 

    这个电池项目由民营汽车制造商比亚迪负责建设，设计为储存36兆瓦时电流，“比足球场还大”，停电期间可以为1.2万户人家供电1小时。比亚迪的主营业务除了汽车，也包括能源IT领域的电池制造等，目前是国内最大的储能电池制造企业。

 

    这个电池项目是国家电网公司风光储输示范项目的组成部分。该项目总投资约150亿元，是中国首个风光储输示范项目同时也是目前世界上规模最大，集风电、太阳能光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目。该项目一期计划建设风电100兆瓦、光伏发电50兆瓦、储能20兆瓦，总投资约33亿元，已于2011年12月25日正式宣布投产。

 

    2011年上半年，比亚迪通过招标成为风光储输示范工程蓄能系统解决方案供应商，标的额约1.48亿元。实际上，风光储输示范工程蓄能系统当初共分出5个包，四个磷酸铁锂电池系统的包分别被比亚迪、中航锂电(洛阳)有限公司、东莞新能源科技有限公司、万向电动汽车有限公司四家企业夺得。液流电池的包最终花落北京普能世纪科技有限公司。

 

    由于看好中国智能电网建设的巨大市场，各家储能企业对张北风光储输项目进行了激烈竞争，最终五家领军企业也各争得一个分包项目进行示范。有分析师表示，中国储能应用市场商机巨大，即便是一个风电就潜藏着8365兆瓦-12548兆瓦的市场。

 

    中投顾问研究员李胜茂认为，国家电网之所以与比亚迪开展合作就是看重其独到的磷酸铁电池技术。比亚迪的蓄能系统解决方案能使可再生能源的转换效率提升5%至10%，技术较为领先。对于比亚迪来说，如果智能电网建设需要大量的储能电站作为支撑，一旦比亚迪能够与之建立起长期稳定的合作关系，那么未来随着智能电网建设高潮的到来，比亚迪的储能业务必将得到快速增长。

 

    目前国内风能、太阳能等新能源发电出现不稳定性和间歇性的核心瓶颈在于储能系统。而国内关于储能技术，主要存在磷酸铁锂电池与钠硫电池、液流电池三大技术方向。国家电网公司有关人士对网易财经表示，目前国内并未能确定未来智能电网储能系统技术方向，所以去年分包招标就是想检验一下各个技术流派的示范结果。

 

    中投顾问认为，目前国家电网对于各种新兴的储能技术都没有明确的偏好，因为当前国内智能电网建设还未大规模展开，一些储能电站的建设更多只是一种示范性运用，所以也存在较大的市场风险，业内必须要时刻关注其他储能技术的发展，适时进行产品的升级换代。

 

 

   中国储能网讯：近日，由国家科技支撑计划和金太阳示范工程重点支持的国家风光储输示范工程(一期)，在河北张家口市张北县成功投产，这标志着我国建成了世界上首座集风电、光伏发电、储能及智能输电“四位一体”的新能源示范电站，实现了新能源并网、关键设备和工程建设等方面的重大技术突破，也为我国电网接纳大规模新能源提供了良好示范。

 

    国家风光储输示范工程是由科技部、财政部、国家电网公司和河北省政府于2009年实施的重大科技示范工程，旨在解决我国大规模发展新能源面临的技术瓶颈，促进我国新能源技术及产业健康持续发展。

 

    该工程的目标是建设世界首座风光储输“四位一体”的高智能化水平的新能源示范电站，建成世界上规模最大的多机型并网友好型风电场、功率调节型光伏电站和多类型化学储能电站。工程规划建设500兆瓦风电场、100兆瓦光伏发电站和110兆瓦储能电站，规划总投资100多亿元。一期建设风电100兆瓦、光伏发电40兆瓦、储能20兆瓦，配套建设1座220kV智能变电站，总占地2568亩，总投资约33亿元。示范工程由国家电网公司组织实施。

 

    1月14日，科技部副部长曹健林实地考察了该示范工程(一期)。他在考察了风电、光伏以及储能等系统现场，并听取了工程建设、科技攻关及运行情况的汇报后，发表重要讲话强调，作为试验示范工程，要重视测试工作，扎扎实实地作好数据记录与测试，完善管理制度、健全质量保证体系，测出的数据要准确且具权威性，指导新能源技术及产业发展;要建立相应的体制机制，制定相应规则，确保示范工程向行业开放，真正成为新能源领域的国家级公共平台;要推进国际化，要有在班门前弄斧的气魄，配合国家总体外交政策，实施新能源技术走出去的战略;要对示范工程的未来运行做好规划，一是加快二期工程的建设，二是首先做好测试检测工作，建成国家级新能源测试检测中心，条件成熟后，依托示范工程逐步建设国家工程技术研究中心和国家重点实验室。

 

    该示范工程以“技术先进性、科技创新性、经济合理性、项目示范性”为总要求，以风光发电控制和储能系统集成技术为重点，加强对风光互补和风光储配比的分析研究，实现新能源的平滑输出、计划跟踪、削峰填谷、调频调压等控制目标，解决新能源大规模并网的技术难题。据科技部高新技术司能源交通处处长郑方能介绍，目前，一期工程取得了一批阶段性成果：如在联合控制方面，采用自主研发的联合发电智能全景优化控制系统、风光功率联合预测系统和储能电站监控系统，通过多尺度全天候风光功率预测技术，实现多种运行模式，达到源网友好互动，为风电、光伏发电和储能联合控制及调度提供准确的分析与决策;在风力发电方面，采用许继、金风等国内知名风电厂商产品，小东梁风电场安装24台2兆瓦双馈风电机组，孟家梁风电场安装15台2.5兆瓦和2台3兆瓦永磁直驱风电机组、2台1兆瓦垂直轴永磁风电机组;在光伏发电方面，采用无锡尚德、力诺太阳、福建钧石等国内知名光伏厂商产品，光伏西区采用固定方式布置28兆瓦多晶硅组件,光伏东区安装12兆瓦多晶硅、单晶硅、非晶薄膜、背接触式组件,跟踪方式涵盖固定式、平单轴、斜单轴和双轴跟踪，成为具有多种比较、多种展示功能的光伏电站，为国家积累宝贵的多种形式的运行试验数据，为推进太阳能光伏产业发展提供可信赖的数据支撑和技术支撑;在储能技术方面，由比亚迪、中航锂电、浙江万向等多家国内著名电池厂商生产的磷酸铁锂电池组成14兆瓦储能系统，在世界上首次实现多种储能系统的统一集成监控、协同配合新能源发电的示范应用。

 

    据悉，一期工程形成了联合发电互补机制及系统集成、全景监测与协调控制、功率预测、源网协调和大规模储能等5大关键技术，实现了新能源发电与并网、关键设备和工程建设等方面的重要技术突破。项目实现“风光储联合优化策略”等20余项技术创新，申请《新能源发电并网运行控制标准》《大容量储能系统接入电网技术规定》等70余项知识产权。

 

    背景链接目前，我国风电与太阳能产业发展迅猛，但由于其作为间歇式能源的发电特点，风电和光伏的大规模并网接入和高密度多接入点分布式并网问题一直未能得到系统有效解决，以风电为例，截至2011年底，我国累计装机已超过6000万千瓦，但其中仍有约1000多万千瓦的风电未能实现并网发电，对相关领域技术、市场、规划、政策等均提出严峻挑战。“十二五”期间，我国将积极有序发展风电、太阳能、生物质能等新能源，坚持集中开发与分布式利用相结合，加强并网配套工程建设，做好风电、光伏的消纳与外送工作，深化和扩大能源国际合作，整合全国优势科技资源攻克新能源功率预测、联合发电、系统控制、源网协调和大规模储能等核心关键技术。

 

    科技部相关负责人表示，国家风光储输示范工程体现了我国新能源综合利用成果的集中展示，为我国未来新能源的发展提供了技术示范平台，也将为优化和调整我国能源结构、推进新能源大规模发展发挥重要作用。

 

    相关专家认为，当前，新能源技术已成为国际上关注的重点和热点，我国应从战略高度和全局角度重视新能源领域的技术创新，掌握核心技术，攻克关键技术;同时，新能源技术和产业不仅涉及技术，还涉及资源、经费、政策、产业规划等诸多方面，需要加强部际联动，整合优势资源;此外，要加强技术研发与应用示范结合，发挥协同效应，实现技术的转化和产业应用;最后，要加强国际合作，充分利用好国外技术、资源、人才和市场，谋求开展以我为主的国际合作，实现我国新能源技术与产业的跨越发展。

 

 

    中国储能网讯:随着人们对能源和环境问题的日益关注，国际社会越来越重视氢能及燃料电池技术，并将其作为战略高技术而设立了相关研发计划和示范项目。尤其是全球环境基金（GEF）将在5个发展中国家实施燃料电池公共汽车示范，旨在通过示范项目，推动燃料电池汽车的应用和推广，减少汽车尾气排放，保护环境。  

 

    一、背景 

 

　　中国燃料电池商业化示范项目是中国政府、全球环境基金（GEF）和联合国开发计划署（UNDP）共同支持的项目，由中国科技部、北京市、上海市共同组织实施。实施这个投入3200万美元的项目的目的是为了降低燃料电池公共汽车的成本，借助在北京和上海两市同时进行的燃料电池公共汽车和供氢设施的示范，加快其技术转化。该项目的启动会于2003年3月27日在北京召开。 

 

　　与传统的交通工具相比，燃料电池交通工具具有零尾气排放和非常高的燃料使用效率。燃料电池公共汽车技术被认为零排放公共交通工具发展最有前景的技术之一。GEF根据其可持续交通方面的计划，支持燃料电池汽车在发展中国家的发展和应用（其他4个发展中国家为巴西、埃及、印度和墨西哥）。中国燃料电池公共汽车商业化示范项目是GEF燃料电池汽车发展战略的重要组成部分，本项目的远期目标是在中国城市广泛使用燃料电池车，减少空气污染和温室气体排放。通过GEF资助的燃料电池汽车项目的实施以及与发达国家燃料电池汽车项目的合作，预计在不远的将来，燃料电池公共汽车的成本将会降低，形成价格竞争力，并在发展中国家的大城市使用。 

 

　　中国政府高度重视环境和能源问题。为减少城市空气污染和提高能源使用效率。科技部和有关部委共同组织了以"清洁能源行动"和"清洁汽车行动"为主要内容的"空气净化工程"，并在包括北京市、上海市在内的全国30多个城市实施。同时，北京市和上海市制定了一系列的法规、政策和措施，以推动清洁能源技术和清洁汽车技术的推广和应用，减少城市空气污染，提高空气质量。为迎接北京2008年奥运会、实现"绿色奥运"的目标，为主办好上海2010年世博会，北京市、上海市正在加强相关基础设施建设。对两个城市来说，实现交通工具的现代化是最好的措施之一。 

 

    二、项目概要 

 

　　为实施该项目，科技部将建立项目办公室，并与北京市、上海市政府和有关机构、企业合作。北京市、上海市将各采购6辆燃料电池公共汽车，进行示范运行，目标是这12辆车总共运行160万公里。通过项目的实施，以进一步降低燃料电池公共汽车的成本，提高其商业化的科技和产业化能力；帮助城市公交系统掌握有价值的经验，建立与燃料电池汽车相关的公共交通政策和规划能力；增加政府、投资、媒体和其他部门对燃料电池车的了解。在项目实施的后期，将研究制定在中国实现大规模推广应用和生产燃料电池汽汽车的战略以及相关法规和标准确。 

 

　　本项目执行期限为五年，分两期执行。项目总经费3236万美元，其中，GEF投入1158万美元，UNDP投入40万美元，科技部投入620万美元，北京市投入400万美元，上海投入438万美元，其他投入580万美元。 

 

　　第一期时间约一年半，主要工作为收集最新的燃料电池汽车技术、供氢系统和设备供应商的信息，并对相关技术和供应商进行考察；研究制定北京市、上海市所要采购的燃料电池公共汽车及供氢基础设施的系统技术参数和标书文件，并选择供应商；安装供氢设施，购买和交付第一批燃料电池公共汽车并准备运行。第二期将在项目的后4年执行，主要工作为示范运行第一批采购的6辆燃料电池公共汽车及其供氢设施，做好系统数据的采集、记录和分析；购买和交付第二批燃料电池公共汽车并示范运行，做好系统数据的采集、记录和分析。 

 

    三、项目目标 

 

　　为加快燃料电池车在中国商业化,该项目设立了3个近期目标： 

 

　　1、确定燃料电池汽汽车及其供氢基础设施在中国商业化的可行性，积累燃料电池公共汽车相关经验和知识；

 

　　2、建立有关燃料电池公共汽车使用的技术、运行、管理和规划能力；

 

　　3、增加中国公众对燃料电池汽车的了解，并制定燃料电池公共汽车商业化的发展战略。 

 

　　第一个目标将通过12辆燃料电池公共汽车在北京和上海四年的示范运行来实现。在北京和上海同时示范，是为将来在中国更大规模的燃料电池公共汽车的推广应用创造机会。在项目实施中，将建立项目实施评估指南、数据分析和收集系统，向社会各界发布信息，并以简报和报告形式，与其他国家实施的类似项目交流信息。本项目重点放在根据燃料电池车的运行，分析其生命周期的成本。 

 

　　第二个目标将通过一系列的培训和考察活动来实现。在项目实施中，要在北京、上海两个城市的公交系统内部培训一批管理人员、技术人员和操作人员；创建技工和操作人员培训课程，并进行资格认证；开展国际公交规划和政策考察，研究鼓励燃料电池公共汽车商业化的政策、计划和机制。 

 

　　第三个目标将通过各种培训、研讨和宣传活动来实现。在项目实施中，将组织由政策制定者、商界领导、投资者、媒体和其他关键人员参加的探讨会；项目实施进展将通过国内外会议、网站、简报和新闻发布等形式发布，增进社会公众的了解。 

 

    在项目第二期，还将开展中国其它城市燃料电池公共汽车应用示范可行性研究；完成中国燃料电池公共汽车概念设计和制氢评估。 

 

    四、项目实施 

 

　　科技部牵头成立由国家发展和改革委员会、财政部、公安部、商务部、国家环保总局等部门、北京市和上海市以及UNDP参加的国家指导委员会，总体指导项目的实施。同时，建立国家项目管理办公室，具体组织整个项目的实施和协调工作。 

 

　　在北京市和上海市建立项目指导委员会，由副市长领导，市政府有关部门和机构参加，总体指导该项目在当地的实施工作。同时，建立项目管理办公室。 

 

　　根据项目第一期工作计划，今年的主要工作为：准备燃料电池公共汽车系统技术参数和标书；联系并考察潜在的燃料电池公共汽车系统供应商，鼓励其参与投标，并讨论有关事项；在2003年下半年，将公布项目征求书，鼓励燃料电池发动机、底盘制造和燃料系统供应商投标。

 

 

   中国储能网讯：2月23日，法国电力集团研发中心(EDF R&D)副总裁维奥略特先生(Mr. Pierre-Louis Viollet)及马斯基先生(Mr. Michel Maschi)一行7人到访中国电科院。副院长王力科主持接待，对维奥略特先生一行的来访表示热烈欢迎。

 

    维奥略特先生首先介绍了EDF R&D的业务范围和工作理念。双方随后就智能电网、电动汽车、储能、电力系统仿真与建模、可再生能源并网及国际标准领域进行了技术交流。双方表达了进一步进行合作的意向，希望今后在彼此了解的基础上争取共同实施一些实际科研合作项目。

 

    中国电科院国际合作部、电力系统研究所、计量研究所、配用电与农电研究所、电工与新材料研究所、战略研究发展中心相关人员参加交流。

 

    背景资料：

 

    法国电力是世界排名首位的核能电力公司，同时也是欧洲第一位的可再生能源生产者。

 

 

   中国储能网讯：据相关媒体报道，由中国电池工业协会代表中国锂电池生产企业，向加拿大魁北克水电等公司发起的“磷酸铁锂专利无效诉讼”，即将在4月9日迎来终审判决。中国电池协会负责人表示，中方胜诉几成定局。这意味着中国磷酸铁锂电池产业将彻底摆脱国外专利桎梏的束缚，同时为我国新能源汽车的发展扫除了重大发展阻碍。

 

　　采用磷酸铁锂作为正极的锂离子电池因其循环寿命长、安全性好、环境污染小等优点，被认为是新能源汽车最理想的车用动力电池种类。作为世界三大锂离子电池生产国之一，中国在磷酸铁锂电池领域一直有着巨大的市场潜力。如今，随着新能源汽车产业的兴起，一些国家和企业在利益驱动下，开始将中国作为设置技术贸易壁垒、进行专利布局的主要目标。

 

　　2003年，加拿大魁北克水电公司等企业向中国国家知识产权局提出专利名称为“控制尺寸的涂覆碳的氧化还原材料的合成方法”，并于2008年9月获得授权。该专利共计125项权利要求，几乎覆盖了包括磷酸铁锂等多种正极材料及其主要制造技术。凭借此“跑马圈地”类型的专利，加方向中国的磷酸铁锂电池生产企业提出过高达1000万美元的专利授权费和每吨2500美元的专利使用费等“天价”要求。

 

　　“如果我们不去发动申请该专利无效的诉讼，这种漫天撒网式的专利，将严重限制中国锂电池企业的未来空间，进而影响到新能源汽车产业的发展。”中国电池工业协会专职副理事长王敬忠在接受采访时表示。

 

　　为了维护电池行业利益，确保新能源汽车产业的健康发展，中国电池工业协会受国内部分骨干企业委托，于2010年8月向国家专利复审委员会提出了“磷酸铁锂专利联合无效请求”。

 

　　2011年5月底，国家专利复审委员会经过审理，对加方专利作出了无效决定。加方对此表示不服，并将国家专利复审委员会作为被告，向北京市第一中级人民法院提起上诉。二审定于今年4月9日开庭。

 

　　中方法律代理方表示，加方二审获胜的几率微乎其微。首先，从国家专利复审委员会历年的案例来看，推翻初次结果的只有不到十分之一;其次，初审时中方提出了七条充分的诉讼理由，最终仅以其中的两条就令主管部门作出了专利要求全部无效的裁定。中方还有大量有力、确凿的证据理由没有出示。

 

　　“我们有信心协助国家专利复审委员会在二审中胜出。而在该专利国内无效之后，不排除我们‘走出去’，为中国企业的海外发展清理其在国外设置的障碍。”王敬忠说。

 

 

       中国储能网讯:4月6日，国家能源局副局长刘琦一行到南方电网公司调研，深入了解公司抽水蓄能电站建设运行管理体制、节能发电调度等方面工作。公司总经理钟俊，副总经理王久玲等出席了座谈会。

 

    刘琦对公司近年来在节能发电调度与新能源利用等方面工作所取得的成绩以及进展给予了充分肯定。他认为，南方电网公司抽水蓄能电站总体规划不错，运行管理比较好，但随着社会对新能源的不断追求，太阳能、风能等新能源将出现爆发式增长，这对抽水蓄能电站以后的建设和发展提出了更高的要求，南方电网公司要进一步加强抽水蓄能电站规划、建设和运行管理，以电力需求为导向，以保障电力安全、经济、可靠供应为目标，统筹优化电源结构，提高电力系统整体的安全性和经济性，科学有序地发展抽水蓄能电站。

 

    钟俊表示，南方电网公司在国家发改委、能源局等有关部委指导下，通过实践探索，形成了“科学规划、系统布局、有序发展、高效应用”的抽水蓄能电站发展体系。但也凸显出一些问题，主要表现在四个方面：一是经济效益未取得合理回报;二是部分地方政府将抽水蓄能电站作为拉动地方经济发展的常规电源项目要求建设，缺乏与电网公司进行必要的沟通;三是电源结构不合理，导致抽水蓄能电站的被动建设;四是建设成本攀升影响抽水蓄能电站的积极性。针对以上情况，钟俊提出四点建议：一是研究建立抽水蓄能电站可持续发展的投资回报机制;二是加强对电网调峰手段的综合研究;三是抽水蓄能电站建设规模和布点应根据系统决定;四是研究发展储能等多种经济调峰手段。

 

    广东省发展和改革委员会、广东省能源局等单位负责人，南方电网公司总部相关部门、广东电网公司、调峰调频公司等负责人出席了座谈会。

 

 

   中国储能网讯：在深圳市龙岗区清风大道一个占地仅4100平方米的小院里，坐落着一大一小两座两层小白楼，这就是中国第一个兆瓦级电池储能站南方电网深圳宝清储能站。

 

    这个设计规模为10兆瓦的储能站，目前已投运了4兆瓦。南方电网方面表示，希望通过这个应用项目来提升绿色环保的能源储存系统的实施和快速发展。

 

    南方电网深圳宝清储能站

 

   “小”电池有“大”威力

 

   “与国网张北的风光储输项目注重储能与新能源相结合有所不同，深圳宝清储能站是将储能站放在配电网，接受远方调度的信息，通过储能监控系统来指挥储能站出力(电力术语，指输出功率)，从而起到削峰填谷、系统调频、系统调压和孤岛运行等作用。”南方电网科学研究院智能电网研究所负责储能项目的技术专家陆志刚在近日举行的2012储能国际峰会发言时说。

 

    虽然有电力专家表示削峰填谷不太经济，但是中国电力科学研究院首席专家胡学浩在上述峰会上表示：“随着近年来空调负荷的快速增加，在一些大城市，负荷峰谷差越来越大，这也使得电力系统难以应付。而在这种情况下，储能就显得尤为重要。”

  

   “而这时，我们就可以通过储能站的这种"削峰填谷"功能对尖峰负荷进行调节。”陆志刚说。

 

    宝清储能站也在这方面通过了实践的检验。去年8月，其圆满完成深圳大运会的保供电任务即是典型的例子。

 

    事实上，削峰填谷只是宝清储能站四大作用之一，而相比之下，“孤岛运行”这一作用更具特色。陆志刚透露，宝清储能站近期就将做这方面的运行试验。他相信，未来储能站将会在类似今年“4?10”深圳大面积停电的事件中发挥作用。

 

    除此以外，通过仿真试验所得到的结果是，宝清储能站可以在几十毫秒间调节变电站供电区域的频率和电压。“这是电力系统迄今为止最快速、灵活的调节手段。”陆志刚说。

 

    摸着石头过河

 

    集四大调节手段于一身的宝清储能站，其实是南方电网公司三年多来不懈科研与实践的结果。

 

    陆志刚坦言：“作为电网系统，我们对电池本身是比较陌生的，宝清储能站其实很大的一个目的就是验证这个小小的电池能不能在电力系统这么庞大、复杂的系统中去应用。”

 

    为此，南方电网除了采购厂家的成套设备，也立项进行自主研发和技术集成。

 

陆志刚告诉记者，南方电网拥有实时数字仿真系统(RTDS)这个世界上规模最大的硬件在环实时仿真平台。利用这个成熟的仿真技术，南方电网将包括SCADA主控系统、能量转换系统(PCS)、电池管理系统等全套储能设备进行全景仿真，完成了世界上首次储能RTDS的建模和试验。“这一实验是非常成功的。它为我们工程的应用打下了很好的技术基础。”陆志刚说。

 

    与其他大型储能系统一样，宝清储能站也是由能量转换系统充当直流和交流电之间的桥梁，将电池堆600~800伏的直流电压转化为380伏的交流电压，再通过变压器完成10千伏并网。

 

    不过，宝清储能站也有其独特之处，这主要体现在其电池成组和PCS的设计方面，通过将电池分组介入来减少电池串并联的规模，从而达到限制电池的环流，增加电池使用寿命的目的。

 

   “通过宝清储能站这个工程，南方电网自主研发的技术得到很好地应用与实践，同时也取得了行业内的认可。”陆志刚说。

 

    目前，南方电网正在承担包括《大容量电池储能站电池管理系统技术规范》和《大容量电池储能站设计规范》在内的两项国家标准及四项行业标准的制定工作，这也正是陆志刚所说的行业认可。

 

    储能未来不是梦

 

    储能的未来很美，但其科技攻坚还有很长的一段路要走。

 

    与抽水蓄能这种物美价廉的储能方式相比，大容量电池储能具有不受地理建设条件限制，对生态环境影响较小，功率可双向流动，反应时间快，运行维护费用低等优点。但是，目前每千瓦电池储能成本约为抽水蓄能的3~4倍，这也在一定程度上限制了电池储能的推广和发展。

 

    对此，陆志刚表示，南方电网后续的研究重点将放在如何降低电池成本，延长使用寿命，以及提高系统整体性能和效率等方面。

 

    而对于未来储能电池的发展方向，中国电力科学研究院超导电力研究所所长来小康表示，电池本身要朝着长寿命、低成本、高密度、免维护等方向发展，而对于电池储能系统，诸如状态监测和评估、安全保障等技术的研究还亟待开展。

 

    虽然前途仍旧坎坷，但是陆志刚等仍满怀信心：“当储能电站的成本降到2元/ 千瓦时且电池可以循环使用5000次的时候，用户就会自觉储能。”他说：“因为按照深圳0.6元的峰谷电价差，夜间用电低谷进行储电，白天用电高峰将电释放出来自用，这样5年的时间就可收回储能设备的前期投资。储能电站也就具有了大规模推广的商业价值，而这也正是储能行业未来奋斗的目标。”

 

 

   中国储能网讯：8月1日，国家电网公司“电动汽车动力电池梯次利用技术研究与示范”项目在河南郑州启动。该项目是2012年国家电网公司总部科技项目在电动汽车与储能技术领域的独立课题，由河南省电力公司牵头实施，国网电科院、河南环宇赛尔以及中南大学参与，项目实施期限预计为2013年12月。

 

　　目前，在充换电设施方面，河南省电力公司已经建成投运郑州商都路充换电站、新乡市振中路充换电站等大型电动汽车充换电站；储能方面，建成了国内首个380千瓦级光伏发电—储能微电网示范工程；智能小区方面，建成了郑东新区智能小区一体化示范工程，为该项目的研究与实施奠定了良好的基础。

 

 

    中国储能网讯：8月16日，八院副院长姜文正率民用产业部副部长杨玉光、院研发部副部长潘军等领导一行到太阳能公司就家用及微网光伏锂电储能系统项目进展进行工作调研并听取了专题汇报。项目参与单位航天机电、太阳能公司、航天电源公司、太阳能工程技术中心、上有厂相关领导、技术骨干20余人参加了汇报会议。会议由八院民用产业部副部长杨玉光主持。

 

    会上，太阳能公司总经理吴昊向姜副院长一行汇报了太阳能公司技术中心建设情况以及公司在分布式接入、智能微网系统技术研究进展情况；太阳能公司主管技术中心的副总经理陈国良专题汇报了技术中心的平台建设、新项目研究等情况。随后，与会人员讨论了家用及微网光伏锂电储能系统发展及技术研发的方向、计划的实施、需要协调的各种资源。

 

    姜副院长在听取汇报后，对该项目所有参与单位做出的积极努力给予了充分的肯定，同时也指出了各参与公司在工作中出现的不足之处，提出了要求与建议，并鼓励大家要坚定对家用及微网光伏锂电储能系统项目开发的信心，加强资源统筹，提升自身能力建设。

 

 

        中国储能网讯：1、从关键技术、关键材料寻求发展突破

 

　　离子交换膜技术是钒液流储能电池的核心，离子交换膜技术则是首先需要取得突破的核心。钒电池国内目前除上海神力科技有限公司之外，均依赖美国杜邦公司提供，或采用类杜邦技术的再生、仿制隔膜。

 

　　政府在推动储能技术产业发展的政策制定上，应从关键技术、关键材料入手，加大具有自主知识产权的国内企业、研究机构的研发扶持力度，以及产业化能力建设的推动，为储能产业的规模化发展奠定国产化的基础。

 

　　2、鼓励储能技术示范应用，加快发展速度

 

　　政府对液流储能电池项目研发与示范支持、经费扶持力度和日美等国相比远远不够。政府应加大储能技术应用示范项目支持，特别是应该尽快出台推动液流储能电池技术应用的财政补贴支持政策，推动储能技术的产业化发展。

 

　　将储能技术与具有联动效应的风电、光伏电、智能电网、备用电源、应急电源、充电站等相关领域的政府支持研发、示范项目进行配套捆绑，加快液流储能电池技术与不同应用领域的合作示范运行，为未来钒电池在不同应用领域的大规模商业化应用奠定基础。

 

　　3、加快技术标准、技术规范制定，推动储能技术应用

 

　　对于风电和光伏电等新能源项目，政府可通过政策规定或标准规范要求液流储能电池技术的配套，减少并网时波动性对电网控制、管理的冲击。

 

　　政府应尽快制定相应的技术标准和管理规范，建立并网认证和检测制度，引导在风电、光伏发电系统中储能技术的应用，同时规定电网公司对满足并网规范的电能必须全额接收。这样既保障了电网的稳定运行，也利于风电、光伏发电的良性发展，同时也能促进储能产业加快发展。

 

　　4、从节能减排的国家战略角度理顺能源利用价格体系

 

　　政府应从节能减排的可持续发展战略，理顺能源价格体系，可以实施对使用非环保的化石能源应用增加资源税、环境保护税，对可再生能源产业给予税收及贷款优惠、进行财政补贴、实施峰谷电价、两部制电价和储能电价等不同的电价等优惠政策，加强储能技术研发和人才培养。  

 

 

    中国储能网讯：7月27日，科技部在上海组织召开国家科技支撑计划项目《大容量钠硫电池研制及兆瓦级储能系统开发与示范》验收会。验收组专家听取了项目组验收报告，审查了验收资料，经过讨论，一致认为该项目完成了计划任务书规定的研究内容，技术指标达到要求，同意通过验收。国家电网公司配套科技项目《大容量城网电池储能系统开发和示范应用研究》同期通过验收。

 

    该项目顺利通过验收是钠硫电池研究的重要里程碑，是钠硫电池相关技术深入研究和实现产业化的开端。储能技术是未来电网发展中至关重要的部分，钠硫电池将在智能电网发展中发挥重要作用。

 

    钠硫电池容量大、体积小、能量储存和转换效率高、寿命长、不受地域限制等优点，适合电力储能使用。“十一五”期间，上海市电力公司与中国科学院上海硅酸盐研究所合作，开展钠硫电池技术研发、小批量制备和示范应用等科研攻关工作，取得了钠硫电池关键技术和示范应用的突破，使我国成为继日本之后世界上第二个掌握大容量钠硫单体电池核心技术的国家。

 

    双方于2007年8月投资共建了“上海钠硫电池研制基地”，2009年2月建成了钠硫电池试验线，形成了一定规模的钠硫电池生产能力。2011年10月，上海公司与上海电气集团、中科院上海硅酸盐研究所签订合资合同，成立上海电气钠硫储能技术有限公司，计划2012～2013年完成产品实用化、标准化；2013～2014年实现10兆瓦级中试线及兆瓦级示范电站建设；2015年实现50兆瓦生产线建设。

 

 

    中国储能网讯：从河北省张北县县城向西，仅半小时车程后，就可以看到一排排风力发电机高耸在地平线上，连成一道美丽的风景。这里坐落着目前世界上规模最大的，集风电、光伏发电、储能及智能调度输电于一体的新能源友好并网综合示范项目——国家风光储输示范工程。

 

　　近年来，我国以风能、太阳能发电为代表的新能源发展突飞猛进，人们寄望于它能改变我国失衡的电源结构，促进节能减排。然而，一次次风机脱网事故让人们陷入了沉思，如果不能解决新能源友好上网问题，新能源健康发展将受到制约。2011年12月25日，国家风光储输示范工程一期工程的竣工投产，有效解决了新能源大规模并网的世界性技术难题，点亮了新能源未来发展之路。

 

　　从间歇波动到平稳输出

 

　　8月7日15时，在国家风光储输示范工程智能控制中心的大厅里，大大的屏幕上显示了当时的发电情况：风电2.52万千瓦、光伏发电5210千瓦、储能1490千瓦。冀北电力有限公司风光储输示范电站有限公司副总经理王银明解释说，当风力较大或阳光较强时，储能装置可以把多余的能量储存起来，储能显示的就是负数；反之，储能装置显示的是正数，就需要释放能量，这么做有助于整体电能输出更加平稳。

 

　　“更加平稳”——这个看似简单的目标，却是新能源发电一直以来难以达到的要求。

 

　　我国是风电大国，新增风电装机容量和累计装机容量均居全球第一位，光伏发电也呈迅猛发展态势。但是，并网和消纳问题却是制约二者持续健康发展的重要因素。

 

　　风电和光伏发电都具有间歇性、随机性和波动性的特点，且风能、太阳能资源富集地区与主要负荷中心呈逆向分布，决定了我国风电开发只能以大规模集中开发、远距离高压输送为主，光伏发电接入电网呈现出大规模集中接入与分布式接入并举的特点。

 

　　这要求我国新能源大规模发展必须突破三个技术问题：其一，电力系统调峰问题，风电和光伏发电作为单一的发电系统提供电能输出时，需要建设大量的备用容量和调峰电源，以防其不出力时随时备用；其二，电力系统安全问题，风电、光伏发电具有出力多变和瞬间冲击的特点，对电网的暂态稳定性和频率稳定性造成影响；其三，电能质量问题，风电、光伏发电大规模并网引起电压水平降低，风机中的电子设备带来谐波污染，影响电能质量。

 

　　由国家电网公司自主研发、设计和建设的国家风光储输示范工程，一举攻克了这些技术难题。

 

　　“电力系统是一个发、输、变、配、用瞬间完成的系统，新能源如果不能满足安全、稳定、可靠的要求，那么，无论风电还是光伏发电，对于电网而言都不是优质电能。”冀北电力有限公司风光储输示范电站有限公司总经理闫忠平表示，国家风光储输示范工程最重要的使命就是通过风光储联合发电，消除新能源随机性、波动性和间歇性对电网的冲击，从而将风电、光伏发电变为优质电能。

 

　　去年年底至今年年初，风电装机众多的张家口地区发生了两次风机大面积脱网事故，而刚刚投产不久的国家风光储输示范工程却没有受到影响，经受住了风机大面积脱网引起的末端电网电压降低的考验。

 

　　国家风光储输示范工程的投运，对局部地区日趋严重的弃风限电问题是个特大的利好消息。投运以来，示范工程已实现风光储多组态、多功能、可调节、可调度的联合发电运行方式，初步实现储能系统平滑风光出力、跟踪调度计划出力、削峰填谷功能，减少大规模风电接入对电力系统的冲击。今年以来，工程已累计发电1.65亿千瓦时，其中，风电场发电量1.32亿千瓦时，光伏电站发电量0.33亿千瓦时。

 

　　从“智能调度”到“风光互补”

 

　　在美丽的张北草原，两台体型庞大的垂直轴风机的叶轮正迎风旋转，这是目前世界上单机容量最大的垂直轴风机，它能充分利用来自各个方向的风能，不远处，国内容量最大的3000千瓦永磁直驱型风机也坚守在它的岗位上……这些国内、甚至国际上最新的风力发电机机型，正向国家风光储输示范工程源源不断地输送电能。

 

　　各种新机型云集，技术指标是否过关？对此，风光储输示范电站有限公司生产技术部主任刘汉民表示，对不同种类的风机进行统一调控是示范工程的一大技术亮点。由于目前各风机厂家监控系统都只能控制自己厂家的风机，通信协议互不开放，也就是说，每个风机都说自己的“方言”，彼此之间语言不通，调度既听不懂，也不能第一时间听到。风光储输示范工程则解决了语言统一的大问题，打破了“语言壁垒”，让大家都说“普通话”。基于示范工程自主研发的风电厂调控一体化系统，使风电厂的信息实时同步传送，大家都听调度的指令。

 

　　国家风光储输示范工程总工程师雷为民说：“统一语言，将为以后千万千瓦级风电厂并网提供技术铺垫，如果网源之间所有数据都无缝衔接，交流顺畅，风电甚至还可以用于调频调峰，而且响应更快、更经济。”

 

　　国家风光储输示范工程不仅仅是新机型的试验场，还是先进理念的“炼丹炉”。从规划、设计之初，到建设、投运之时，示范工程就给出破解新能源并网瓶颈的答案——风光互补、网源友好、智能调度。

 

　　张北地区的气候特点在北方具有普遍性：冬春日照短、风力大，夏秋日照足、风力弱，白天日照强、风速小，夜间无日照、风速大。可如果将时间点缩短至一天，甚至一小时、一刻钟之内，风光的互补性就很小了。因此，国家电网公司的专家们在为示范工程做初期论证时，重点考虑的一个原则就是如何合理利用风能和光能的互补性，其中最关键的就是储能技术。

 

　　示范工程储能电站总装机容量2万千瓦，总储存电量9.5万千瓦时，安装了磷酸铁锂储能装置、液流储能装置和钠硫储能装置，是目前世界上规模最大的多类型化学储能电站。

 

　　可以说，这个世界上最大的风光储输示范工程，是各种风电、光伏发电和储能设备的大荟萃，汇集了这三类能源利用方式中各类工业化路线的装置。据介绍，国家电网公司在该工程中汇集如此多种类的装备，是为了积累试验数据，比较各类技术路线的优劣，为我国新能源大规模友好接入电网积累经验，这也正是工程“示范”价值的体现。

 

　　国家风光储输示范工程在技术标准制定、选型和发展路线等方面的尝试，为未来在全国大规模推广风光储输系统工程提供了充足的样本和充分的借鉴。由于工程尚处于试验阶段，工作人员仍需坚持不懈地积累数据，进行技术优化，通过计算机仿真分析，为大规模工程应用做更深入的系统研究。

 

　　“风光储输系统工程解决了风电、光电的波动性问题，我们相信，未来它们能够跟火电一样，成为可预测、可控制、可调度的友好电源。在50年之后，风光储输将是普遍的电源形式，是最有希望替代火电的电源。”雷为民说，国家电网公司在风光储输工程上的尝试可能短期内还无法收到巨大的经济效益，但是这种“为未来投资”的做法，将极大地改写中国电力发展的进程。

 

 

    中国储能网讯：昨日，世界首台采用超级电容储存电能作为主动力能源的“储能式电力牵引轻轨车辆”原型车在中国南车株洲电力机车有限公司下线。

 

    该型车辆车体宽度为2.65米，最高运营时速70公里，最大载客量320人。该型储能式电力牵引轻轨车辆利用乘客上下车的时间，在站台30秒内快速完成充电，一次充电后能连续行驶两公里，到达下一个站台后再行充电，周而复始，这将为车辆的运营带来极大的便利，而且其造价仅为传统地铁和高架轻轨的三分之一、五分之一。该型车辆每次减速、制停的能量，可转换成3千瓦时电能被超级电容储存起来循环利用。储能式电力牵引轻轨交通系统具有外形美观、轻架构、无需架空接触网输供电等特点。

 

    中国南车株机公司执行董事、总经理徐宗祥透露，该公司是世界上唯一研制基于超级电容储存电能技术作为主动力能源的“储能式电力牵引轻轨车辆”制造商。 

 

 

        中国储能网讯：日前，随着风机、光伏发电系统并网，内蒙古呼伦贝尔大草原深处的陈巴尔虎旗分布式电源/储能及微电网实验研究项目投运。再加上此前投运的国家电网冀北围场分布式发电/储能及微电网项目、张北风光储输示范项目一期工程，国家电网在推动可再生能源并网方面取得阶段性成果。随着近日《可再生能源发展“十二五”规划》出台，将对可再生能源的并网消纳提出更高的要求。

 

　　可再生能源在农村面临更多困难

 

　　在环境保护、资源供应等多重压力下，清洁可再生能源成为全球各国不约而同的选择，在我国，可再生能源的开发利用还是解决边远地区农牧民用电、促进农村经济社会发展的一项重要举措。

 

　　国家电监会日前介绍，目前我国还有256个无电乡镇、3817个无电村、93.6万户无电户、387万无电人口，主要分布在新疆、西藏等14个省(自治区)。对此，我国电网企业加大了对无电地区的电网投入，尽量用电网延伸的方式解决供电区办电的问题，对电网延伸不到的地方，将开发利用风能、生物质能、太阳能等多种能源，加快解决我国无电村和无电人口用电问题。

 

　　但同时，由于中西部地区电网网架薄弱等原因，风能、太阳能等可再生能源就地接入电网后，不仅会影响电网的安全稳定，还将对电网作业安全、企业经营等带来影响。以目前技术最为成熟的风电为例，有风能时出力很大，没风时一下变为零，变化的瞬间可能就在几分钟内，这将对电网带来很大的挑战。

 

　　“如果在农村发展可再生能源，就要在农村分散建设电网，将对电网的安全稳定带来很大影响。一方面是电网如何去承载可再生能源的波动？另一方面则是对电力员工作业安全的影响。”国家电网农电部主任孙吉昌表示，“因为线路经常需要停下来检修，这些点分散地接入电网后，我们就将其视为一个小发电厂，如果作业时不能准确地全部切除脱离电网，那就会危及作业人员的安全。”

 

　　储能可有效推动可再生能源应用

 

　　为推动可再生能源的开发利用，近年来我国电网企业加大了可再生能源并网的技术研发。其中，以国家电网张北风光储输示范项目一期工程为代表的储能项目投产，不仅为储能产业的发展指明了方向，也为风电、太阳能发电等可再生能源接入提供了有效的解决办法。

 

　　对于农村可再生能源的开发利用，国家电网农电部组织了中国电科院、国网电科院等单位开展了农村可再生能源分散接入电网的实验研究，主要包括冀北围场分布式发电/储能及微电网项目和蒙东陈巴尔虎旗分布式发电/储能及微电网项目。截至目前，这两个项目已投运，为农村可再生能源分散接入配电网相关技术研究搭建了很好的平台。

 

　　孙吉昌表示：“一是最大限度地把可再生能源就地消化，尽量能够在就地平衡，减少对电网的依赖；二是利用智能电网相关技术对发电进行预判，保证电网稳定运行；三是在电网停电作业时切断电源，保证作业人员安全。”

 

　　据介绍，对于下一步工作，国家电网农电部将就可再生能源多点分散接入配电网的关键技术和前瞻性理论进行研究，力争年底前在系统运行控制技术、软硬件研发、相关标准制定等方面取得突破。

 

　　可再生能源并网面临新挑战

 

　　近日，国家能源局组织制定的《可再生能源发展“十二五”规划》和水电、风电、太阳能、生物质能四个专题规划正式发布。其中，可再生能源发电在电力体系中上升为重要电源。“十二五”时期，可再生能源新增发电装机1.6亿千瓦，其中常规水电6100万千瓦，风电7000万千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质发电750万千瓦，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上。这无疑将对电网配套工程建设、大规模并网运行方案、科技研发水平等提出更高的要求。

 

　　对于可再生能源未来的发展，孙吉昌指出：“目前，国家为鼓励可再生能源的发展，制订了较高的上网电价，吸引投资，但却面临消纳问题。如风电、光电等发达的地区用不了这么多电能，就需要输送到其他地方去，但输入地地区是否接受高电价呢？这需要国家的一些配套政策跟进。”

 

　　此外，河南环宇集团有限公司董事长李中东此前在接受记者采访时也表示：“在加大储能技术研发力量的同时，要建立适合我国大容量可再生能源及储能技术的技术标准、安全标准、接入标准等标准体系。”严格的技术标准和规范化管理是驱动储能产业发展的重要动力。如西班牙就规定风电在上网前必须向电网提供风机出力曲线和发电短期预测曲线，误差不能超过一定比例，否则将受罚，这就倒逼发电商主动采用预测技术和储能技术。

 

 

    中国储能网讯：国家能源局组织制定的《可再生能源发展“十二五”规划》于8月6日正式发布，规划指出到2015年，抽水蓄能电站装机容量达到3000万千瓦；累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时；太阳能发电装机达到2100万千瓦，太阳能热利用累计集热面积4亿平方米。

 

　　7月9日，南方电网调峰调频发电公司人士向本报记者表示，其以深圳宝清储能站试点工程为基础的“兆瓦级电池储能站关键技术研究及应用”项目通过专业鉴评。而于去年投入使用的国内最大的储能示范项目河北省张北风光储输示范项目一期工程，已经安全运行半年多。

 

　　“一些风电并网导则中要求风电场具备有功功率控制和系统调频能力，这会造成风电场出力下调从而影响经济性。”中国电力科学研究院新能源研究所迟永宁博士向本报记者介绍，“在送电端电网配置一定容量的储能装置，则可在通道阻塞的时候储存能量，在通道负载率较低时释放能量，调整频率和提高输电通道的利用率。”

 

　　的确，储能作为提高电网柔性、提高本地电网消纳可再生能源能力的关键技术之一，相对高压跨省跨区域电网输电线路、调峰调频机组、负荷端管理来说，有着调峰调频能力强、方便电网调度、减少备用机组容量、减少温室气体排放、技术选择多、施工安装简便等优点。

 

　　然而，储能产业作为可再生能源接入必不可少的支撑技术之一，是否能突破瓶颈，迎来前所未有的发展机遇？

 

　　储能技术路线均未定型

 

　　根据中关村储能产业技术联盟提供的资料，目前储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、铅酸电池、锂离子电池、液流电池、熔融盐电池、镍氢电池、电化学电容器、燃料电池、金属-空气电池和超导储能等12种。另还有超级电容新技术、铅酸电池新技术、超级铅酸电池新技术、金属燃料电池新技术、新型压缩空气储能技术、熔融盐蓄热新技术等新兴储能技术。

 

　　资料显示，从功率等级和放电持续时间上看，抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池、钠硫电池均可用在削峰填谷等能量型应用领域，其中抽水蓄能是最成熟的技术，钠硫电池是化学电池领域最成熟的技术；而飞轮储能和锂离子电池的反应速度快，能够提供兆瓦级的瞬时功率输出，可用在电力调频等功率型应用的领域。

 

　　2009年，由国家财政部、科技部和国家电网公司共同启动总投资约150亿元的我国首个风光储输示范项目示范项目，开发规模为500兆瓦风电、100兆瓦太阳能光伏发电、110兆瓦化学储能。同年6月，该储输项目一期工程落户河北省张家口市张北县，计划建设风电100兆瓦、光伏发电50兆瓦、储能20兆瓦， 2011年，张北风光储输示范项目一期工程开始招标，招标公告五个包中四个都是磷酸铁锂电池系统，为6MW×6h、4MW×4h、3MW×3h和1MW×2h，分别由比亚迪股份有限公司、东莞新能源科技有限公司、中航锂电（洛阳）有限公司、万向电动汽车有限公司中标；另有一个包采购2MW×4h的液流电池系统，由北京普能世纪科技有限公司（以下简称普能）竞得。

 

　　一直致力于研究钒液流电池技术的普能坚定地认为钒液流电池技术在应用于电网级储能时，具有可大规模应用、成本低、安全性高的优点。普能CEO江宗宪此前在接受《中国能源报》记者采访时曾表示，目前还很难单纯地说各种储能技术路线孰优孰劣。

 

　　“我们也知道钒液流电池技术也有不足，那就是它的能量密度相对较低，电池体积比较大，但在电网应用中，这不是主要问题。如果我们站在整个电力的角度来看待储能，它就是一个大的、多路线的系统，需要根据实际需求匹配不同的路线和产品。”江宗宪对本报记者说。

 

　　“这个示范工程招标只是一种试验，看不同的电池系统使用起来是否便利经济，谈不上代表了储能电池的技术路线，储能技术还在不断发展中。”中国电科院电工与新材料研究所高级工程师来小康对《中国能源报》记者说。

 

　　中关村储能产业技术联盟储能专业委员会会长俞振华也持同样的观点。他告诉本报记者，在可再生能源并网的储能技术中，不同的项目有不同的具体情况，所需的储能技术也不尽相同。

 

　　“发电领域和可再生能源并网领域所需要的储能技术不同，风电和光伏发电所需的储能技术也不同。即使单纯从风电来说，解决风电并网、调度、调频、平滑处理这些方面所需要的储能技术不同，风电在东北、西北、内蒙等不同区域并网对储能技术和电池安全性的要求也不尽相同。”俞振华举例说。

 

　　“拿离网光伏电站来说，在没有日照的情况下要保证5天能够持续供电，这就需要几十个小时的充电时间，铅酸蓄电池技术就比较合适；而并网中涉及到需要能源管理的，传统还是铅酸蓄电池，但是锂电池应用得更多一些。”俞振华进一步说。

 

　　根据中关村储能产业技术联盟储能专业委员会编写的《储能产业研究白皮书2012》（以下简称白皮书），在目前已经获得实际应用或者第三方测试验证的各种大规模储能技术中，抽水蓄能和压缩空气技术相对成熟，适合100兆瓦以上级别储能系统；钠硫电池、钒电池、锂电池、超级铅酸电池和飞轮储能电池已经开始运用于兆瓦级别的应用中；而在百千瓦及以下级别的应用中，大多数储能技术都能够满足需求。

 

　　迟永宁也认为，各种储能技术由于其在技术、原理、功能特性等都不尽相同，其应用范围将有所区别，未来的储能应用会更有针对性，呈现各种技术互为补充的局面。

 

　　“而可再生能源发电相对常规电源而言最大的不同是由于其间歇性带来的输出功率波动，未来对于大规模接入系统的可再生能源发电，能与之相匹配的大容量、低成本储能技术将更具优势。”迟永宁对本报记者说。

 

　　白皮书中还提到，从循环寿命看，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器以及超导储能的循环寿命都超过了100000次，非常适合应用于需要频繁充放电的场合，化学储能领域的全钒液流电池也拥有较长的循环寿命。在应用领域方面，钠硫电池在电网调峰、负荷转移和备用容量（旋转备用等）领域和可再生能源并网领域的应用比例最高，是化学储能领域较成熟的技术。液流电池在此领域也有一定的应用。锂离子电池技术除在这些领域占一定比例外，在电网频率调节方面的表现较为突出。另外，飞轮储能和先进铅酸电池在调频领域也有应用案例。

 

　　储能经济性还不如弃风？

 

　　“国网和南网这两个兆瓦级储能示范项目主要是技术示范，还远未达到商业化规模化运作的条件。”迟永宁向本报记者表示。

 

　　张北风光储输示范项目一期工程建设风电100兆瓦，储能电池20兆瓦，其中储能电池投资约4亿元，即每兆瓦储能的总投入为2000万元，每兆瓦风电需要花费的储能投入400万元。

 

　　根据国家能源局统计的数据，截至2011年底，我国风电装机容量47000兆瓦，记者按照张北储输项目20%的储能设备配比计算，所需的储能一次性投入一共为1880亿元；而去年全年风电平均利用小时数为1903，累计风电发电量为890亿千瓦时，记者以国家发改委2009年制定的风电标杆上网电价最高价格0.61元/千瓦时来算，如果弃风高达15%-35%，实际损失约为81.44亿元-190.02亿元。

 

　　当然，以上的计算尚未考虑储能电站的实际效率等因素，这个数据并不能说明全部问题，但不可否认的是，许多人认为，相对于储能技术所投入的巨大成本，弃风是否是更具经济性的选择？

 

　　“弃风是一种手段，从以上数据的表面看来，为了解决弃风而上储能设备，肯定是弃风显得更为经济。但对一个风电场来说，弃风不是唯一的问题，风电质量、风电预测、风电低压穿越、风电带给电网的调峰调度等问题，储能技术都能给其带来效益。”

 

　　迟永宁也向记者提到，美国威斯康星州公用电力的北方环型输电网5个节点使用了6台小型低温超导储能电站。“电站2000年6月起开始运行，在此后3年半运行中，总共在该环网上抑制了2000多次电压暂降，大大增强了该地区的电压稳定性。”

 

　　白皮书指出，从系统每千瓦时的造价来看，抽水蓄能、压缩空气储能、锌‐空气电池成本较低。尽管近年来其他储能电池的成本都成下降趋势，但在较长的时间内，还很难和抽水蓄能等在造价上形成竞争。另外，飞轮储能，超级电容储能、超导储能从造价上看更适合提供短时功率型应用。先进铅酸电池无论从每千瓦时造价还是每千瓦造价来看，都有一定优势，但该技术尚未成熟，所以并没有得到广泛推广。

 

　　政策制定激励了谁？

 

　　目前全球对储能的政策支持主要有持续投入多种储能技术的基础研发、直接资金支持重点项目、上马示范项目论证储能系统应用、财政补贴对使用储能技术的用户方进行鼓励等四种形式。现阶段我国已将普遍将储能定义为重点支持的技术领域，但尚未出台独立的储能支持、和产业发展政策。

 

　　俞振华提到，我国目前还没有针对用户侧储能系统的付费机制。事实上，可再生能源并网储能技术的接入目前在全球都没有统一的付费标准，而我国的相应政策应该支持哪一方？是发电、输电、配电还是用电？哪一方又应该为储能技术带来的效益买单呢？

 

　　“这的确很难说，在我国现有电力体制和储能技术的研究条件下，情况更复杂。可再生能源接入电网对用户端应用来说，储能技术可以起到调峰调频、调度预测、平滑等作用。目前我国储能方面的技术和相关的政策机制都不完善，对用户端经济效益缺乏定量定性的研究，也没有统一的行业标准，因此就不好做成本的比较。企业无标准可循，用户无标准可参照，应尽快接入标准的制定，避免出现标准滞后于市场的现象，在国际标准中争取更多话语权。”俞振华对本报记者说。

 

　　“储能技术可以给用户侧带来多重效益，但目前高价格是制约用户认同并使用储能的瓶颈。因此在现阶段，政府对用户补贴政策的制定将是有效促进储能在电力用户端使用的有力手段。”白皮书中提到，“将储能示范项目有计划、按步骤的应用于电力系统，制定切实可行的计划，验证储能的各项功能，还应该重视储能应用所带来的社会和经济效益。只有具备这两种效益，未来储能才有可能建立商业模式，实现产业化。”

 

　　“同时，储能企业应加强与电网的沟通、交流，了解电网企业对储能接入电网相关的技术标准要求。”迟永宁对本报记者说。

 

　　此外，国务院发展研究中心研究员张永伟也提出对可再生能源并网要实行强制性储能配比要求，并建议这个比例为15%-20%，同时还提出实行对电网公司强制性配比要求和对储能产品的强制性认证制度，加快制定行业标准，坚持“先标准，后制造”的发展机制。

 

　　对于张永伟的观点，许多风电场主表示，上马储能电站的最大受益者在于电网企业，因此，储能电站的投资主体是谁，政策补贴的受益者是谁，是必须厘清的问题。

 

　　“现阶段，国家还是要多鼓励示范项目，这样才有更多更精确的数据可以参考。我国这几年在储能方面已经做了不少工作，还应该进一步加大储能技术应用研究的支持投入。”俞振华告诉本报记者。

 

　　白皮书同时还指出，在开发储能基础研发的同时，要不断的发掘和掌握国际先进技术，保持和提升国内储能厂商技术的竞争力。另外，还可以支持这些企业通过投资、合作、收购等方式整合国际上先进的储能技术，提升国内储能技术的成熟度。从原材料、生产工艺、管理系统等各个环节入手，促进国内储能技术的发展。

 

 

    中国储能网讯：2005年2月全国人民代表大会常务委员会发布《中华人民共和国可再生能源法》，并在2009年12月发布修订案，提出支持新能源和储能产业发展。

 

    2011年3月，十一届全国人大四次会议发布《国家“十二五”规划纲要》，首次提到“储能”，要求在“十二五”期间指导新能源、智能电网、储能行业的发展建设以及规划新能源重点建设项目，对推动储能行业的快速发展有积极意义。

 

    2011年3月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录》，提出大力鼓励与储能相关的产业，包括大容量电能储存技术开发与应用、城轨列车再生制动吸收装置、新能源汽车关键零部件和电动车充电设备。

 

    2011年3月，国家能源局发布《分布式发电管理办法（征求意见稿）》，提出推进分布式发电发展，加快新能源开发利用，提高能源效率，减少化石能源消费，促进节能减排和非化石能源发展目标的完成。强调了储能技术在分布式发电中重要的应用。

 

    2011年7月，科技部发布《国家“十二五”科学和技术发展规划》，提出“十二五”期间，我国将大力推动新能源、智能电网、电动汽车等产业的发展；并完成相关风场示范建设、智能电网示范园区和集成综合示范区的建设以及电动汽车的规模化示范的推广。

 

    2011年10月，国家发改委、科技部、工信部、商务部、知识产权局发布《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南2011年度》，指出新能源和储能相关的高技术产业化重点领域应包括动力电池及储能电池、风能和太阳能，同时大规模储能系统作为电网输送及安全保障技术被提出。

 

    2011年12月，国家能源局发布《国家能源科技“十二五”规划（2011‐2015）》，这是我国第一部能源科技规划，其中划分的4个技术领域中与储能相关的包括“新能源技术”和“发电与输配电技术”；同时明确了10兆瓦级大规模超临界空气储能装置、兆瓦级飞轮储能系统及飞轮阵列、兆瓦级超级电容器储能装置、兆瓦级超导储能系统、兆瓦级钠硫电池储能系统、兆瓦级液流储能电池系统的研究方向。

 

    2011年12月，国家发改委、商务部发布《外商投资产业指导目录（2011年修订）》，提出鼓励外商投资的项目包括新能源汽车关键零部件制造、高技术绿色电池制造、新能源发电成套设备或关键设备制造以及新能源电站建设、经营等。

 

    此外，智能电网的建设、电动汽车产业的发展、新能源的利用、新技术、新材料的发展以及打造产业或技术基地是我国各地区发展储能的主要着眼点。在此基础上，这些地区主要以技术的研发、建立生产基地、建设抽水蓄能电站和推动示范项目为储能发展的出发点，分别推进了抽蓄、储能电池和电动汽车动力电池的发展。

 

    在东北地区，储能行业仍然以发展抽水蓄能为主。吉林和辽宁提出快速发展储能以适应智能电网发展和新能源并网问题，尤其长春将储能作为新能源产业发展的重点领域，重点支持全钒液流电池的发展。

 

    在华北地区，随着张北风光储输示范工程的一步步开展，对储能的重视程度和认识深度也逐渐增加，主要将储能应用于大规模间歇式电源并网、智能输配用电、大电网智能调度与控制、分布式供能、微电网等方面。北京作为国家新技术发展的领先城市，以中科院工程热物理所为代表，进行多项储能系统研究项目，以重点提升储能电池的研发水平，加速储能电池的产业化和规模化。天津以打造“绿色之都”的口号，对储能电池发展提出具体目标。同时山东也要求重点推广多种储能产品和技术。

 

    西北地区的储能整体发展稍落后于其他地区，只有甘肃省明确提出开展制氢储能和大功率储能系统研究重点，并支持镍氢及锂离子动力电池研制和产业化等项目。

 

    华东地区对储能产业的支持和投入较为明确和大力，各省市都推出关于促进储能发展的政策和规划，尤其以浙江和江苏为先。浙江以电动汽车和调峰为着眼点，打造电池产业基地。江苏为解决大规模并网问题，发展多种储能技术，开展企业合作，进行动力电池研发。同时，上海提出聚焦锂电池、钠硫电池和液流电池等领域，支持2‐3家发展潜力大的企业，以促进智能电网发展。安徽、福建也出台了相应的政策，支持储能电池发展。

 

    华中地区对储能的认知也比较深入。其中湖南省规划了具体的储能发展目标，重点支持全钒液流电池，依托企业和高校共同发展储能产业，明确指出十二五期间建设智能储能变电站500个。江西以建设动力储能电池特色产业基地和新材料为着眼点，对新余及周边城市进行清晰明确的产业布局。河南、湖北、四川也都有各自重点发展的储能方向。

  

    华南地区对储能的政策扶持力度以广东省为先，依托龙头骨干企业。进行产学研创新联盟，结合重大项目对电池产业提供政策支持，提出到2015年储能电站装机达到100兆瓦以上，储能产业产值达560亿元。贵州省依靠自身资源优势，重点建设锂离子电池产业化项目。

 

 

    中国储能网讯：国家能源局日前发布了《风电发展“十二五”规划》，规划我国风电2015年并网装机容量达到1亿千瓦，2020年超过2亿千瓦。如何减少“弃风”，顺利消纳风电，成为实现规划目标的关键。

 

　　我国风力资源虽然丰富，但主要集中在“三北”地区。在8月15日举行的促进风电等新能源发展的新闻发布会上，国家电网副总经理舒印彪表示，我国风电资源虽然集中，但大多远离负荷中心，就地消纳市场有限，并且“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，基本没有调峰能力。“弃风”是电网企业的无奈选择。

 

　　中国电监会8月初发布的《重点区域风电消化监管报告》显示，2011年，“三北”地区风电场平均利用小时数为1907小时，同比降低266小时；弃风电量达123亿千瓦时，弃风率16.23%，弃风电量对应电费损失约66亿元。其中蒙东地区的弃风比例达到25.26%，在“三北”15个省区中居第二。

 

　　舒印彪表示，省内消化不足、外输通道不畅、技术发展制约、调峰资源有限、储能设施经济性低等问题导致风电发展遭遇消纳瓶颈。

 

　　目前是在消化非理智建设的苦果

 

　　舒印彪介绍，截至今年6月，全国并网风电达到5258万千瓦。其中，国家电网调度范围达到5026万千瓦，6年年均增速87%，我国已取代美国成为世界第一风电大国。

 

　　通辽电力公司发测部主任李文学表示，内蒙古通辽地区的风电装机比例超过46%，“这个比例已经是全国最高”。蒙东电力公司最新统计数据显示，截至2012年6月，蒙东地区风电装机规模为656万千瓦，占区内装机比例超过31%；今年上半年蒙东风电发电量52亿千瓦时，占蒙东电网总发电量的14%，占蒙东全社会用电量的30%，占公司供电量的45%。

 

　　近年来风电项目飞速增长，为了抢占风电资源，包括五大电力集团在内的多家发电企业大量上马风电项目，很多民营企业家也盲目投资风电建设。辽宁省电力公司总工程师王芝茗告诉记者，他曾经向一位投资风电的民营企业家询问如何收回成本，结果该企业家回答：“你们国家电网替我收电费啊。”

 

　　由于受风电消纳能力的限制，风电企业的发电小时数也严重不足。内蒙古自治区电力行业协会风电分会的统计，风电企业保证每年平均运行小时数在2000小时以上，可以获得盈利，低于2000小时就会亏损。目前内蒙古投产风电场94座，但只有44座风电场的运行时间达到每年2000小时以上，即一多半的风电场是亏损的，且年运行不满1000小时的还有13座。

 

　　在舒印彪看来，目前“三北”地区风电比重达到20%，受多种因素制约，进一步大规模发展风电的空间已经没有了，“但从全国来看，风电占全国装机比重只有5%，中东部消纳市场的潜力还没有开发”。

 

　　由于风电发展过快，风电企业已经开始由盲目渐渐变得理智，王芝茗认为，风电企业也开始研究当地电网的接纳能力，“目前是在慢慢消化前期非理智建设带来的苦果”。这一观点也得到了大唐通辽新能源有限公司副总工程师王丛发的证实。王丛发表示，大唐集团建设完位于通辽的兴盛风电场后建设速度就放缓了，发电小时数越来越少，“本地区的其他发电企业情况也差不多，甚至有的企业已经核准的项目也没有开工建设”。通辽电力公司总工程师张忠杰也表示：“通辽目前有13家风电企业，截至2012年6月底，并网风电厂27座，总装机容量350.48万千瓦，另外还有多个在建项目，但多数风电厂是赔钱的。因此，今年通辽地方政府已经停批新项目。”

 

    弃风指标不是国家统计指标

 

　　国家电网公司新闻发言人、发展策划部副主任张正陵介绍，2011年国家电网经营区风电年发电量达到706亿千瓦时，较2006年增长了28.2倍，年均增长96%。2006~2011年，风电年平均利用小时数达到1992小时，2010年达到2095小时，与欧美大体相当。分省看，部分地区风电运行指标达到或超过欧美。

 

　　与此同时，大规模风电的消纳一直都是世界性难题，我国风电资源条件和系统调峰能力与国外差距很大，风电消纳问题更为突出。张正陵说：“我国风力资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳；而国外风力资源相对分散，80%以上的风电接到配电系统，能够就地消纳。”

 

　　“关于弃风的计算，现在全世界都没有统一的标准，涉及利用小时数和实际利用小时，这里也涉及很多因素怎么区分，比如有的风电厂让一个样板的风机始终转着，计算其他风机和样板风机的对比差值。”张正陵表示，国家电网公司也注意到了电监会所发布报告中提到的“弃风值”，他们将会了解各家风电厂的计算方法。

 

　　张正陵同时强调，弃风数据现在并不是国家统计指标，“我们现在统计的是发电量，发了多少，用了多少，比如我国2011年风电发电量706亿千瓦时，这才是统计指标”。

 

　　舒印彪曾经到西班牙考察风电，他认为：“西班牙的风能发展得好，首先是机组管理得好。”西班牙有一个风电运行控制中心，为了保障风电运行，把所有风电机组参数包括温度都汇集到这里，控制中心做了大量的统计分析和实时检测。

 

　　控制中心可以起到预测和调峰的作用。舒印彪介绍，德国的风电厂每天发多少电都是由风电厂向电网报，如果预报不准确，风电厂发电超了就要罚款，中国缺乏这种强制性的标准。他坦言：“与西班牙相比，我国并网风电已超过5000万千瓦，有的发电企业就已经达到800万千瓦了，却没有一个风机控制中心。”

 

　　在目前风电主要还是就近消纳的情况下，张正陵表示，国家电网主要从三个方面来协调：一是国家电网坚持每天以风电为中心，统筹安排火电、水电配合运行，最大限度消纳风电；二是充分利用现有的跨省、跨区通道，今年蒙东、蒙西发电量创历史新高，蒙东二分之一的发电量送往东北电网，蒙西三分之一消纳在华北电网；三是提高风功率预测水平，推动风电场建设自己的风功率预测系统，使得风电可以像常规电源一样有计划，能够有计划地安排。

 

　　大规模储能技术还在研发中

 

　　由于大规模风电在当地难以消纳，因此需要高电压远距离外送，但目前的关键问题是大区之间的网架联系还很薄弱，没有形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力。

 

　　2011年12月，国家电网在河北省张北县建立了全国最大的风光储输示范工程，希望通过储能调节实现平稳可控的输送。风光储输示范工程为新能源实现大规模开发利用，提供了良好的解决方案。

 

　　冀北电力风光储示范电站副总经理徐明告诉记者，储能电站的作用并不是把风机、光伏的电储存起来再送出，而是通过电池实时充放电，对输出电能进行平抑，使得风机和光伏新能源处于可控、可调、可调度的状态，使发电电能质量像常规的火电一样平稳。

 

　　由于设备核心技术还未突破、储能价格昂贵等因素限制，目前储能项目的经济性还比较低，无法实现规模化推广。在舒印彪看来，要解决风电当地消纳的问题必须要大规模地储能，“但是储能我们试验了，1千瓦时需要花费3.5万~5万元，大规模的储能技术正在研发中。”他认为，风电发展和技术发展是配套的，现在技术发展很快，但跟不上风电和太阳能的发展速度。

 

 

    中国储能网讯：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。目前储能在我国的发展刚刚起步。国内多数专家认为，在技术、标准不成熟及商业模式不清晰的情况下，我国储能产业大规模应用还为时尚早。

 

    实现规模化是世界性难题

 

     储能技术拥有广泛的应用前景，但实现规模化储能当前仍是一个世界性难题。目前，我国约有40个储能示范项目，而规模在1000千瓦级的项目为数不多。

 

    这些储能项目多起到示范、探索性作用，并不具备产业化意义。

 

    实际上，对我国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。“对储能企业来说，首先要考虑的是生存。市场决定研发，商业模式不成熟，储能产业就难以发展。目前我国的分布式储能已有一定市场，而大规模集中储能还未形成有效市场。”河南环宇集团有限公司董事长李中东接受《中国电力报》采访时表示。

 

    储能技术要在我国电力系统中大规模应用还需克服技术、成本等诸多问题，还需下大力气发展多种储能技术，实现自主创新。

 

    储能材料的成本占到储能电池的成本约在40%~50%。如果储能成本过高，电力市场就没有大规模购买的动力；而如果没有规模化的市场需求，储能高企的成本又难以下降。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。对于许多储能产品的供应商来说，尽管从国际大公司购买的关键性材料价格不菲，但国内厂家谁也没有勇气为了快速降成本，而选用本土企业生产的低价材料或者没有经过大量项目运用的新材料。

 

    储能政策几乎处于空白

 

    “当前，我国储能产业处在初级发展阶段，扶持政策几乎处于空白，应加大储能产业政策支持力度，推动可再生能源持续健康发展。”环宇赛尔新能源科技有限公司总经理司海健向业界呼吁。

 

    储能技术的发展，除了自身的技术进步外，还需要其他一些技术或政策上的配套。目前，储能技术正朝着大容量、高转换率和应用低成本的方向发展。这为同时拥有自主知识产权和低成本生产优势的中国企业提供了难得的领先机遇。如果政策到位，我国储能产业既可快速成长为在全球有重要影响的新兴战略性产业，又能极大地促进国内新能源的规模化发展。

 

    “加大储能研发和应用示范力度，突破关键技术；尽快明确国家的产业政策和支持措施；建立起储能产业链，推动储能行业的健康快速发展是实现我国新能源振兴和落实节能减排国策的重要保证。”司海健说。

 

    “但我国目前还没有专门的储能电价，储能的建设和运行成本在现有电价体系中还找不到疏导渠道。”北京金能世纪科技有限公司董事长郑重德郑重德告诉记者，除了尽快出台财政、税收、金融方面的支持激励政策外，更重要的是要将储能与新能源发展同步规划，尽快制定并严格实施新能源发电和并网的强制性技术标准和奖惩制度，尽快实施大力度的峰谷电价、阶梯电价、储能电价政策。

 

    “国家要考虑是否要制定一个专门的储能电价，如果储能电价合理就不需要国家出台一些扶持政策。”有企业如此提出建议。

 

 

    中国储能网讯：新旧格局交替、能源价格、碳减排

 

    9月11日下午“全球能源未来”讨论会议上，页岩气、福岛核电事故等几个热门关键词，不出意外地继续从各位演讲者口中反复蹦出来。在全球能源结构和格局正持续变革的今天，未来能源领域将可能面临何种风险，又将产生怎样的政治、经济连锁反应，被认为是“基础性问题”之一。记者就此问题采访了三位演讲嘉宾。

 

    新旧格局交替

 

    在被问到未来全球能源领域可能面临的最大风险时，美国IHS集团剑桥能源咨询公司总裁丹尼尔·耶尔金认为可不止一个风险，他向记者列出了一个长长的单子。

 

   “储能技术是个问题，潜在的政治冲突、环境以及能源安全都会有可能出现风险。”丹尼尔说，“传统意义上的能源安全问题已经显现，比如围绕着中东问题的危机。”

 

    丹尼尔认为，作为这个世界上最重要问题之一的能源问题，所可能面临的风险，正是未来全球将会面临的最多的风险之一。

 

   “2002年的时候我们认为可以把石油价格控制在20美元/桶以内，但八年以后我们觉得石油会涨到150美元。”丹尼尔说，石油价格的飙涨几乎是全世界的负担，“国际能源机构要开始考虑释放能源储备，来降低已经太高的石油价格，这需要摆上日程”。

 

    但是，随着新的能源和技术手段出现，世界正在改变，OPEC（石油输出国组织）已经不能再像以前那样实现控制了，旧有格局将被打破，随之出现的是新局势。“其中产生的一些冲突，将会令人惊讶。”丹尼尔说。

 

    风险缘于价格

 

    厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强(微博)则对本报称，未来全球能源可能面临的最大风险，应该是价格问题，“很有可能这个能源的价格也会是我们未来的一个宏观经济的主要指标。”

 

   “这就要回到创新上，如果我们有能力控制这些技术，能够把这些新能源的价格极大地降低下来才可以，否则，不管用什么新能源来替代，能源的成本都不会下降。”林伯强说。

 

    林伯强认为，目前无论是紧张局势地带，还是地区的发展，核心都围绕能源问题展开，在这其中能源的成本恰恰是最重要的，尤其是还涉及到许多无法支付的贫穷国家。

 

    针对最近欧盟提起对华光伏反倾销调查立案，林伯强也从能源成本的角度表明了观点。

 

   “最近贸易上的一些问题和壁垒，可能会损害所有人，降低太阳能发展的速度。”林伯强认为有必要稍微区分一下老的技术和所谓新的技术的差别，对新兴技术采取更加宽容的态度和提供更多的空间，这样才能最终降低新能源的成本。

 

    碳减排将是长期风险

 

    三菱商事株式会社董事长小岛顺彦首先分析了目前全球能源领域的三大趋势。

 

    首先是全球经济仍在放缓，因此对于化学能源的需求暂时不会有激进的增长，并且随着北美页岩气开采量的增大，化学能源价格在未来也不会上升太多。

 

    其次应对全球变暖的努力则有所减少。“减少二氧化碳排放，在政府日程上的重要性在下降，因为财政紧张，还有人开始提出要重新审核全球变暖的科学依据。”小岛顺彦说。

 

    另外，福岛核事故的影响也导致全球范围内对于核能的应用出现重新思考。如果日本核电事故之后所产生的能源供应空白不能完全填补，那么就必须要重新考虑新的能源组合。

 

    “总的来说，目前的形势为化石能源向可再生能源的转变带来了挑战，那么长期来说，如何能够来减少二氧化碳的排放将成为一大风险。”小岛顺彦告诉记者。

 

 

    电力储能系统通过一定介质存储电能，在需要时将所存能量释放发电。它一般要求储能密度高、充放电效率高、单位储能投资小、存储容量和储能周期不受限制等。一个成熟的产业一般包括六个价值链：原材料、生产、存储、运输、分配和消费。但长期以来，电力以一种简单单向的方式从生产端输往用户端，电力系统仅仅包括五个价值链即原材料(煤、石油、天然气等)、发电、输电、配电和用电(几乎没有存储环节)。因此，电力系统经济性、效率和安全性受到很大限制，迫切需要经济、可靠、高效的电力储能系统与之相配套，电力储能被称为电力产业的第六价值链和21世纪电力产业的新经济增长点。

 

    同时，电力储能系统是目前制约可再生能源大规模利用的最主要瓶颈。当前世界各国纷纷将发展可再生能源作为国家能源发展的重要战略，但主要的可再生能源，如风能、太阳能、潮汐能等，存在两个致命的问题，一是间歇性(只能在一定的时间或自然条件下产生)，二是稳定性差。如何利用储能技术将这些间歇式能源“拼接”起来，并稳定地输出，是提高可再生能源比例和可再生能源大规模利用必须解决的问题。

 

    电力储能系统还是分布式能源系统和智能电网的关键核心技术。分布式能源系统和智能电网采用大量小型分布式电力系统代替常规大型集中式电力系统，具有能源综合利用热效率高和低污染等优点。但同时，由于线路和运行等原因造成的系统故障率会高于常规大型集中式电力系统。并且，由于系统的容量较小，系统负荷的波动也将大幅增加。因此，采用电力储能系统作为负荷平衡装置和备用电源是分布式能源系统必须考虑的措施。

 

    电力储能系统也是核电大规模发展的需要。为了提高核电站的经济、环保和安全性能，必须使核电站担任基本负荷稳定运行，所以解决电网负荷的昼夜调节问题成为核电大规模发展的必要条件。建设与核电站配套的储能电站是解决该问题必然途径，也是当前核电采用的主要措施。