中国储能网讯：“储能技术的发展是德国能源转型成功与否的重要因素。可再生能源大规模接入，导致电力生产定时出现产能过剩的情况，此时，并网存储系统将在发电量超过50%波动率时起到至关重要的作用。”3月4日，杜塞尔多夫展览集团公司可再生能源行业项目总监HeikoStutzinger在储能国际峰会2014新闻发布会上对《中国电力报》记者表示。

八年前，德国率先对光伏应用实行补贴，在高额补贴刺激下，光伏安装量大幅增长，推动了德国光伏行业快速发展。

然而回首这几年德国光伏发展，也产生了两大问题，一是巨额补贴给政府带来沉重负担。二是可再生能源接入电网负荷增加，电网波动性增大。如何有效解决上述问题，业内人士正在储能领域寻求答案。

新能源发电离不开储能

一直以来，储能都被认为是光伏、风电等新能源发展瓶颈的解决方案。储能能够实现平滑输出，消除昼夜峰谷差，调峰调频和备用容量，满足新能源发电平稳、安全接入电网，有效减少弃风、弃光现象。

“目前德国光伏发电的装机容量约为34000兆瓦，加上风力发电装机容量，这些电源接入到电网后，对电网产生巨　  大冲击。在电网端，需要为电网调峰调频，解决电网超负荷运行以及能源控制等问题。事实上，德国为初级能源供应控制所设装机储能容量在不断攀升，今年预计达到19.24兆瓦，约占德国初级能源控制总储量的3.5%。未来会有更大的增长空间以满足电网调峰调频的需求。”HeikoStutzinger说。

相比德国市场而言，我国对于用以补充电网调峰的储能装置需求更为迫切。德国电网较为简单、灵活性高。而我国电网设计复杂，目前可再生能源接入量仅占6%~7%。随着可再生能源接入量的增加，亟需配备储能装置，调峰调频以缓解电网压力。

以储能技术中较为成熟的抽水蓄能装置为例，抽水蓄能在国内市场的安装量达到20000兆瓦，该技术主要用于电网调峰。根据“十二五”规划，到2015年，抽水蓄能装机容量将达到40000兆瓦，2020年达到60000兆瓦。

据中关村储能产业技术联盟秘书长张静介绍，我国目前可开发的抽水蓄能的规模是127000兆瓦 （指可开发的，但不一定具有经济性）。随着可再生能源接入量的增加，127000兆瓦的规模很难达到电网调峰的需求。2020年到2050年的过程中，其他储能电池必须快速发展以补充电网调峰的作用。　　

注重储能全产业链发展

据CNESA项目库不完全统计，从2000~2013年底，全球已运行的储能项目（不含抽蓄、储热及压缩空气），在电力系统的累计装机量为736兆瓦。累计装机规模趋于增长态势。

“但是，近年来，从全球储能项目累计装机规模的增长率跌宕起伏的程度，可以看到增长率并不是缓增或缓降的曲线，起伏较明显的原因是取决于当年大项目的多少。从增长率曲线上基本可以断定储能市场还处于初步发展阶段。”张静向《中国电力报》记者分析。

也正因为储能处于初级阶段，难免暴露出一些问题。目前，部分储能技术虽然已经形成初步的产业链条，但在处于产业链上游的原材料组件方面，关键原材料研发仍然不足。张静向记者举了个例子，燃料电池中有一种催化剂是铂金，将所有铂金首饰与已探明储量的铂金量相加，仅能够满足200辆电动汽车的需求。因此需要开发更多的新材料，以满足储能装置发展的需求。此外，涉及储能的原材料、组件、逆变装置目前国内可以推出产品和系统。但是成本、循环寿命、能量密度等还有待待突破。

储能产业链的下游，从储能系统的集成、应用到推向客户，目前仍处于示范项目阶段，并没有大规模商业化应用。而在对电网的辅助服务、分布式发电、微电网集成等方面，我国仅有可再生能源的政策支持，也并没有出台相关的储能政策。相比而言，在市场和应用部分，美国、日本等国家的发展更为完善，一些电力公司承担了集成服务的角色，示范项目数量较多。

对于以上问题，张静指出，我国应在基础研发方面，加大科技投入力度，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。扩大储能示范范围，加大示范应用，通过示范项目验证储能的实际应用效果。更重要是，呼吁相关部门制定相应的财政补贴政策，鼓励用户侧采用储能技术，引入更多的工商业用户和居民的参与。