中国储能网讯:轰轰烈烈的储输项目尽管看上去已经有一部分解决了并网的难题，但在储能电池的寿命、安全性以及经济性方面似乎又出现了新问题。
中国可再生能源协会提供的数据显示，截至2011年年底，中国有47000MW的风电装机，目前只有大约有20%的风电机组解决了并网的问题，但如果以20%的比例全部配备储能则需要安装9400MW的储能，即使按照每兆瓦2000万元的工程成本计算，需要一次性投入1880亿元。
这是一笔庞大的投资，但这笔投资无论如何都得考虑其经济性。目前的锂离子电池寿命一般为5年，摊薄至每年的投资接近400亿元。倘若这个配备比例提高10个百分点，则摊薄至每年的投资将达到600亿元，况且这还不算每年新增的风电规模机组和其他可再生能源。
国家能源局统计数据显示，截至2011年底，中国风电机组全年平均利用小时数为1903，据此测算，去年累计风电发电量为890亿千瓦时，若以5毛钱一千瓦的上网电价计算，如果弃风最高35%，那这个损耗也仅为239.61亿元，比400亿元的投资还是小很多。
示范储能
目前所能预见的是，未来智能电网中可再生能源将由补充能源逐步成为主导能源，由于中国可再生能源存在着资源与负荷分布不均衡的问题，全国性电网互联仍然是发展方向。
国网能源研究院的专家多次表示，未来电网中将会出现许多大型的集中式并网的可再生能源发电场或发电区，可再生能源发电间歇性和难以短时预测的问题将会被放大，给电网的安全、稳定、高效运行带来一系列的挑战。
“比如以风电为例，来风时风电机组全部发电，电网负荷短时间内会达到一个承受高压，而无风时电网承压又会迅速减弱，如果不能使其平稳有序接入电网，一旦出现问题后果不堪设想。”目前有效的解决方法是为可再生能源发电场配置一定容量的旋转备用，建设大型储能电站便是有效的途径。
储能的基本原理是，储能技术通过功率变换装置，及时进行有功/无功功率吞吐，可以保持系统内部瞬时功率的平衡，避免负荷与发电之间大的功率不平衡，维持系统电压、频率和功角的稳定，提高供电可靠性；可以改善电能质量，满足用户的多种电力需求，减少因电网可靠性或电能质量带来的损失；可以利用峰谷电价有效平衡负荷峰谷，减少旋转备用，实现用能的经济性，提高综合效益；此外，储能还可以协助系统在灾变事故后重新启动与快速恢复，提高系统的自愈能力。
这也是业界普遍认为储能技术是构建智能电网的重要环节，但电力储能如何在其快速发展的同时实现其经济价值，目前是世界各国都在探索的出路。中国几个大的储能场，也仅处于示范工程，国家发改委和财政部在经费上也仅做一点补贴，主要建设费用由国家电网和南方电网两大电网各自承担。
两种模式
尽管已经出现了各种各样的储能模式，如果不考虑其经济性的话，飞轮储能和抽水蓄能似乎已经普遍被业界所接受。
在各种储能技术中，飞轮储能是能量密度、功率密度、使用寿命等技术性能结合得非常好的一种储能技术，在很多应用中都具有优势。
但不容忽视的一个问题是，飞轮储能是一个复杂的技术和系统工程，其关键技术涵盖电磁、机械、材料、电力电子等诸多关键技术，尽管国内外的一些大公司研发了数十年，但飞轮储能还未能完全进入产业化。
“中国在高强度复合材料、磁浮轴承、高速电机、阻尼器以及系统的集成与可靠性等方面都有需要攻克的难题。”上述国王能源研究院的专家称，这些技术都被认为是未来飞轮储能中的关键技术，而目前中国的一些企业在这些技术领域与国际知名企业还相差甚远。
就目前的储能技术发展水平看，单一的储能技术很难同时满足能量密度、功率密度、储能效率、使用寿命、环境特性以及成本等性能指标，如果将两种或以上性能互补性强的储能技术相结合，组成复合储能，则可以取得良好的技术经济性能，基于这种认为，有专家提出将飞轮储能与抽水蓄能电站结合起来，或许能解决未来的储能难题。
抽水蓄能电站是集抽水与发电两类设施于一体，其基本原理是上、下游均设置水库，在电力负荷低谷或丰水时期，利用其他电站提供的剩余能量，从地势低的下水库抽水到地势高的上水库中，将电能转换为位能；在日间出现高峰负荷或枯水季节，再将上水库的水放下，驱动水轮发电机组发电，将位能转换为电能。
业界普遍认为，抽水蓄能电站是目前最成熟的，应用最广泛的大规模储能技术，具有容量大，寿命长(经济寿命约50年)，可为电网提供调峰、填谷、调频、事故备用等服务，其良好的调节性能和快速负荷变化响应能力，对于有效减少新能源发电输入电网时引起的不稳定具有重大意义。
但是，抽水蓄能电站其自身的劣势也暴露无疑，其选址需要有水平距离小、上下水库高度差大的地形条件，岩石强度高、防渗性能好地质条件，以及充足的水源保证发电用水的需求。另外还有上、下水库的库区淹没问题，水质的变化以及库区土壤盐碱化等一系列环保问题需要考虑。
尽管中国的抽水蓄能电站近20年得到了快速发展，到2010年底，投产装机容量达到16345MW，跃居世界第三；在建装机容量达到12040MW，居世界第一。按照目前国家政策，抽水蓄能电站原则上由电网企业建设和管理。“十二五”期间，政府对水电的开发十分重视，其中对于抽水蓄能的规划目标是到2020年将达到7000-8000万千瓦，意味着在未来十年内，抽水蓄能装机将增加4000-5000万千瓦。
但抽水蓄能电站遇到了一个关键的瓶颈：由于目前中国大规模的风电基地大多都处于西北或者内蒙古，这些地区本身就较为缺水，发电用水不能完全保证。
政策配套
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。
如实施分时电价，合理拉开不同供需时段的电价，使得储能的削峰填谷有利可图，则会吸引更多的市场力量参与进来，也能够直接推动储能技术和产业化发展。
中国工程院院士黄其励在接受《新产业》采访时就表示，分时电价出来以后，可以完全反映资源的稀缺程度。在用电高峰的时候，需求量比较大，这时候电价应该高一些，引导大家少用电。但在低谷的时候，可以降低电价，甚至是使用特殊电价。
“比如在风电弃风的时候，如果把电价降一半，很多工厂企业就可能改变工作时间，广大居民也可以在电价最便宜的时候用电。实时电价经过一段实践之后，就可以真正充分、高效率地利用能源。”不过目前，分时电价的应用范围太小，尚未达到能够起到调节作用的功能。
2010年《可再生能源法修正案》中第一次提到储能的发展。在此指引下，国务院、国家发改委、科技部、财政部、国家能源局、国家电网等公司国家机构和企业以及各地方政府相继出台了一些相关的法规、规划和办法等，并给予资金支持发展储能产业。但目前国内尚缺乏针对储能行业挑战的政策。
除了国家政策之外，各地方也出台了一些配套政策，但目前看，其范围较小，对于储能还未完全起到支撑性作用。
未来挑战
储能已经成为未来智能电网的一个必要的组成部分。储能作为未来电网主要技术瓶颈之一，也是作为未来智能电网的重要组成部分，目前仍有几个关键问题尚待解决。
其一是经济性难题。储能本身是一个产业，但目前的成本居高不下也是影响储能大规模发展的一个主要因素。当前阶段大多处于示范工程的储能工程是由社会性代替经济性，必然会出现推广难的问题，其关键材料、制造工艺和能量转化效率也是各种技术面临的共同挑战。
其二是应用性难题。由于储能在电力系统的应用时间短，尤其目前尚未在电网系统大规模应用，其抽水蓄能电站也仅是试验示范工程。电力行业对产品可靠性要求高，传统上至少需要5年以上的实地可靠性测试和试用才能通过电力用户的最低标准，导致产品规模生产前定型周期长；储能产品的方案设计成熟度、可靠性与一定的规模化直接相关。基于上述这种实际，要想在短期内大规模推广储能不太现实，但目前紧锣密鼓发展的智能电网急需解决储能这个关键难题，因此应用性是首当其冲的考验。
其三是政策性难题，储能由于发电、输电、配电和售电等电力系统环节整体受益，但目前尚未出现主导环节，势必导致利益分配不公。由于储能的经济价值难以计算，如果由政府主导，其实施企业则会出现积极性不高等各种问题。因此，如何选择适用的储能技术、如何在电力系统中进行规模应用、如何建立行业机制，这也是国家相关主管部门和企业共同协商制定储能产业政策需要考虑的核心问题。
中国科学院大连化学物理研究所研究员张华民也指出，随着可再生能源的普及应用、电动汽车产业的发展及智能电网的建设，各种储能技术都面临巨大挑战和前所未有的发展机遇。
“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。”张华民说。