今年7月，Lanrence G. Chaset到美国加州某电力企业高级经理的办公室，向对方询问道：“你对储能有什么看法?”
对方随手拿起一个高级的智能手机查阅数秒后回答：“还是太贵，不易推广。”
不过，这样的情况正在发生变化。
今年9月29日，时任加州州长的施瓦辛格签署了一项新的法案众议院法案(AB)2514号，旨在扩大储能的影响，以推动可再生能源的发展。
12月8日，在由CBIEVENTS主办的储能2010可再生能源发电、储能系统与智能电网产业发展论坛上，Sustainable Energy Futures创始人Lanrence G. Chaset兴致盎然的向中国企业代表们讲述着加州储能市场的前景。
Lanrence不断地在台上动员到，非美国企业也应该进入加州的储能市场，“就像SUNTECH(无锡尚德太阳能电力有限公司)(STP.NYSE)在加州很活跃一样。”
遗憾的是，对于众多的中国企业来说，眼下想要分享这样的盛宴并不容易。
事实上，虽然国内关注并投身储能行业的企业众多，但多数都处于蓄势待发的阶段，“都还在考虑是否投资，以及投资的风险，多数企业并未有商业化的产品。”世德南化投资管理(上海)有限公司能源与环保事业部中国区总经理陈卫表示。
如此保守做法的背景是，中国市场上还没有一个规模储能的商业运行项目，仅有的4个示范性项目也并非个个顺利。而因为没有政策补贴的激励，电网企业、发电企业和新能源设备生产企业，谁都不愿意充当为储能设备埋单的“冤大头”。
这样便形成了一个恶性循环，以至于企业家们悲观的认为，中国储能市场的形成或许还要再等3-5年。
于是，因为储能所受到的制约，普遍认为的中国可再生能源发展不落后于其他国家，或将成为一个假命题。
储能经济性分析
IRR从0.5%到5.3%，几乎没有一个人能够否认储能的意义。
国电集团北京国电龙源环保工程有限公司部门经理刘科伟分析，按照2020年我国电力装机达到1500吉瓦，风电占比10%，即150吉瓦，配套储能装置的功率按照风电装机容量的15%计算，约为22.5吉瓦。“如果储能装置单位千瓦造价取4000元，10年间的市场规模约为900亿元，而且其中不包括抽水蓄能。”
Vantage Point Venture Partners合伙人李峰通过对比一个50兆瓦的风电场在无储能和有储能设备的情况下的内部收益率(IRR)的变化，来研究储能设备的回报。
在他的案例1研究中，50兆瓦的风场，风机成本设定为4300元/千瓦，其他成本为4000元/千瓦，折旧年限为5年，年运行2000小时，上网电价为0.54元/度。风电场投资的贷款比例为70%，贷款利息为7%，还款年限为15年。
那么，在弃风率为20%的情况下，这个风场的实际IRR只有0.5%。“也就是说，电网消费能力不足造成的弃风，大大降低了风场的收益率。”李峰解释。
另一个有储能设备的案例2中，李峰设定弃风可再利用率为100%，配备储能容量为55兆瓦时，充放电周期为1次/天，使用寿命为5-15年，其他条件等同于第一个案例。
因为储能成本和使用年限是决定利用储能减少弃风率的投资回报率的两个重要因素，李峰得出了如下结论：在储能设备使用年限是5年，储能设备成本分别为800、1000、1500和2000元/千瓦时的情况下，IRR分别为7.4%、-0.5%、-12.5%和-19.7%;
在使用年限为10年，设备成本分别为1000、1500、2000、2500元/千瓦时的情况下，IRR分别为14.7%、5.3%、-0.3%和-4.1%;在使用年限为15年，设备成本分别为2000、2500、3000、3500元/千瓦时的情况下，IRR为5.3%、2.2%、-0.2%和-2%。
储能对于IRR的贡献率显而易见，但李峰还是认为，“目前储能设备的高昂成本，使其在可再生能源存储的大规模应用上受到限制。”
在储能设备的经济性分析上，刘科伟采用按容量电价和按电量电价的不同收费模式分析。
按照容量电价模式，经济性的电池储能技术需满足的条件是，循环次数12319次、电池价格2500元/千瓦、配套价格2600元/千瓦、运行维护成本0.01元/千瓦、容量电价500元/(千瓦×年)、收益投资比为1;按照电量电价，经济型电池的计算结果为，在放电深度100%的前提下，寿命期内每千瓦出售电量34493度、循环效率为70%、电池价格4200元/千瓦、配套价格3000元/千瓦、运行维护成本0.008元/千瓦、售电价格0.62元/度、购电价格0.23元/度、收益投资比为1。
这些数据的结论是，如果安装10%的储能设备可以回收10%弃风电量中的80%，那么可以接受的储能成本就是30年7556元，15年5318元。
中国式储能尴尬
目前并没有储能规划，没有归口管理部门
实际上，储能设备价格过高的问题并非只是出现在中国。
Lanrence G. Chaset介绍，美国加州在电力储能方面的价值主张是，成本预计为100万-400万美元/装机兆瓦之间。但是因为美国的天然气并不是很贵，所以，保守人士仍然选择用天然气，而不是电力储能。
据了解，几年前，南加州就预备上马一个500兆瓦抽水蓄能的项目，资本成本约为7.5亿美元，或者150万美元/装机兆瓦。
“该项目成功后，将能24小时提供服务，附加收入巨大。”Lanrence G. Chaset认为，即使在抽水和发电过程中损失20%的效率，项目仍然具有成本效益。
但令他感到惋惜的是，这个项目当时并未非常成功，原因就是反对者认为电力储能的成本还是比传统能源高。
不过，现在情况已经不同。2514号法案通过后，要求加州公共事业委员会于2012年3月1日起启动程序，为所有委员会管辖下的负荷服务企业(LSE)设定目标，以保证储能系统切实可行，有成本效益。
而在中国，目前并没有储能的规划，甚至没有归口管理部门。最近颇受风电相关企业关注的《风电并网技术标准》中，也未对储能提出要求。
作为全世界最大的锂电池解决方案供应商之一，美国A123 Systems Inc每年产出几百万粒纳米级磷酸铁锂电池，其客户市场主要在美国、智利和欧洲。
其大中华区电网解决方案销售总监弋利军介绍，虽然A123已经进入中国，但是目前所做的只是和同行们一道培育市场，并不知道什么时候可以完全将中国市场打开。
“相比之下，美国在风电并网的要求上更加严格，这是两个市场上储能发展大相径庭的原因。”弋利军分析。
弋所谓的“严格”是指，美国电网有预测机制，发电商预测了自己的发电量之后，如果误差太大，会被电网罚款。
此外，“美国的电网企业、配电企业、输电企业都是独立运营商，竞争的激烈性，也使得各家更加重视储能。”弋利军补充。
风电储能收费模式胶着
多名储能企业希望电网公司埋单
“未来可再生能源要大发展，肯定要重视储能的运用。”龙源电力(00916.HK)集团股份有限公司执行董事、总经理谢长军表示。
但是，作为发电企业而言，龙源电力显然没有为储能设备付费的动力。“储能未来肯定是个政策问题，需要国家的支持，因为储能参与风电调节会降低发电企业的经济性。”谢透露。
他表示，目前来看，电网体制改革对电网的要求，还是希望他们能够承担起电网调峰的责任，整个调峰的平衡问题应由电网来解决，“电网目前也认这个账，要不然他们今后电网的发展就越来越小了。”
有此想法的并非谢长军一人，多名储能企业人士也希望由电网公司埋单，但他们也很清楚，这需要一个前提：国家给补贴。
尽管无法预言国家的相关政策，但是中国电力企业联合会科技服务中心总工程师兼发展处处长尹淞认为，到2050年中国的电力装机容量将达30亿千瓦，其中新能源的装机可能有6亿千瓦，那么储能的需求是可预见的，至少5%的储能装置是可能的。
而对于未来储能的收费模式，刘科伟给出的答案是：按照电源侧和电网侧区分，比如说发电企业，向电网企业租赁储能设备，电网企业向提供储能设备的企业付费，或者电网企业自配设备。
具体说来，一是谁受益谁付费，先理顺风电电价，用于向提供储能设备的企业付费;二是，由政府向储能设备企业提供补贴;三、实行有条件的接受发电量的政策。电网收购风电时考虑风力发电预测技术，误差超过允许范围内就不收购，或按照不同的误差范围采用不同的收购价格，误差小的价高，误差大的价低;四、几大发电集团内部化的解决方案，可以用自己的常规能源优化发电结构。
形成市场还需3年?
长远目标成本低至100美元/度
中国电力科学研究院首席专家胡学浩表示，目前几种主要储能技术的寿命如下，铅酸电池循环寿命约为500~1000次，锂电池循环寿命约为2000~3000次，钠硫电池循环寿命约为3000-5000次，液流电池循环寿命超过10000次。
这显然离刘科伟的计算有距离，对此，上海电力公司高级工程师张宇认为，长远来看，储能设备的寿命应该达到5000次，效率要高达80%，成本低至100美元/度，能量密度要比传统电池提高两倍。
“这个发展目标，眼下来看，国内的企业不管是做哪种技术的，都还无法满足。”一位储能设备制造企业人士评价，技术成熟还需3年。但他仍然肯定了张宇的预计，“长期来看，是要有这样的水平才能获得市场的青睐。”
实际上，NGK已经可以满足这样的要求。
截至2010年，NGK完成了约390兆瓦的钠硫电池商业化储能项目，也是全世界商业化储能项目实际运行经验最多的公司。
NGK经理Hiroyuki Abe告诉本报记者，其钠硫电池的能量密度比传统电池高3倍，体积却只是传统电池的1/3，在智能电网中可持续工作15年，循环寿命约为4500次。
“目前，我们的产能是150兆瓦，从去年开始已经在扩大产能，未来有可能把部分产能建设到中国来。”Hiroyuki Abe表示。
