储能行业调查：新能源破局关键

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　　市 场

　　化学储能迎发展契机 市场规模达千亿元

　　每经记者 马玥 赵春燕 发自北京

　　对绝大多数人来说，储能这个词或许比较陌生。简单来说，储能就是指将电能储存起来，以备人们不时之需。如今储能技术分类众多，大致包括机械储能、化学储能和电磁储能。其中，化学储能因不受自然条件限制等原因备受市场关注。

　　随着风能、太阳能等新能源的强势崛起，以电池为主要表现形式的化学储能，成为解决新能源时间分布不均匀问题的重要选择，由此化学储能迎来了爆发式增长的机遇。

　　在5月底举行的第四届北京国际储能大会上，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰表示：“真正影响未来能源大格局的就是储能技术，一旦储能技术能够突破了，其他的都好解决，包括可再生的成本问题。”

　　我国储能产业尚处起步阶段

　　近年来，储能产业发展速度较快。据中关村储能产业技术联盟项目库不完全统计，全球储能项目在电力系统的装机总量已经从2008年的不足100MW发展到2013年10月的726.7MW（不包含抽水蓄能、压缩空气储能及储热），年复合增长率（CAGR）达到193%。

　　从地域分布上看，据中国储能网统计数据显示，无论是项目数量还是装机规模，美国与日本仍然是最主要的储能示范应用国家，分别占40%和39%的全球装机容量份额。

　　从技术分类上看，钠硫电池的装机比重最大，为46%；锂离子电池则是应用领域最广的储能技术。从应用分类上看，储能技术较多地应用于风电场、光伏电站及分布式发电和微网领域。

　　在我国，储能产业现阶段还没有与储能相关的政策体系和价格机制。

　　对此，赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉对《每日经济新闻》记者表示，从储能应用的三个领域来看，首先，中国的家庭储能市场还比较小，因为目前我国还没有峰谷差价，并且民用电是不缺的；移动通信基站应该是最先能发展起来的，现在的4G建设是一个比较大的推动，今年的市场大约为10亿元；第三块是大型风光储能，如分布式储能和张北这样的大型项目，但目前基本都处于示范过程。总体来看，储能电池在光伏等领域很难在今明两年有很大的爆发。

　　高工锂电产业研究所副所长罗焕塔持类似观点，“应该从中小型储能开始，如分布式储能、通信基站、家庭储能等会先发展起来，由小到大，大型储能还需要比较漫长的时间去培育。”

　　电化学储能前景广阔

　　李俊峰在上述储能大会上表示，储能技术的发展目前有两个方面可以着重推广。一是电动汽车，储能电池在电动汽车上的应用，可能是提高质量、降低成本的一个重要途径；二是低成本大容量电源电池。国家电网在华北进行了风光储各种电池技术的测试，但现在看来远远不够，可能还要考虑一些更可靠的，更安全的储能技术。

　　对于储能电池的市场规模，天能集团董事长张天任预测，2015~2020年，这一市场将达到2000亿元。

　　张天任认为，一方面，国家对分布式发电和微电网扶持方向的明确，作为配套设施的储能系统也有望迎来大发展。据悉，到2015年中国储能电池产业规模将增至85亿元，到2020年电力调平用储能电池市场规模预期将达到200亿美元。

　　另一方面，我国新能源电能的发展也打开了储能电池的发展空间。因为风能、光伏等电能不稳定，为把这些不稳定的电能送上电网，需要先把这些不稳定的电池通过储能电池储存下来。

　　从技术来看，以最受市场关注的电化学储能为例，华泰证券研报显示，据赛迪投资顾问机构预测，未来全球化学电池储能市场价值将以26%的复合年均增长率增长，从2012年的20亿美元增长到2020年的160亿美元，约为1000亿元人民币。

　　对于电化学储能需求的放量，国泰君安的研报称，预计此需求将在2015年和2020年分别达到187亿元和497亿元，锂电储能需求将在“十三五”期间快速增长，预计由2015年的32亿元增长至2020年的322亿元，主要驱动力为可再生能源并网储能。

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　　技 术

　　电池厂商技术路线之争：政府示范项目成竞技场

　　每经记者 马玥 赵春燕 发自北京

　　尽管市场空间广阔，但化学储能现下仍处于培育期，不同技术流派对于行业标准之争是当前整个行业的主题之一。由于技术、稳定性资本、价格方面的短板，化学储能早期的发展离不开政府项目的引导。在这一背景下，切入政府项目成为储能厂商们推销自身技术标准的最佳突破口。

　　厂商鏖战张北项目/

　　张北示范工程是指我国首个大型储能示范项目——国家风光储输示范工程。早在2010年，张北示范工程一期储能工程的招标已吸引了比亚迪、万向、中航锂电、东莞新能源（ATL）等企业的关注与争夺，背后依稀隐现各种电池技术流派的较量。

　　资料显示，张北示范工程于2009年由财政部、科技部和国家电网共同启动，总投资约150亿元，当年6月，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，总投资约33亿元。二期扩建工程已于2013年6月份开工建设，计划投资约为60亿元人民币，将新增风力发电装机容量40万千瓦、光伏发电装机容量6万千瓦和化学储能装置5万千瓦，总装机容量扩大到一期的4倍多。

　　2011年，一期工程储能设备中标结果显示，4个磷酸铁锂电池包分别由比亚迪（002594，SZ）、ATL、中航锂电和万向公司中标，第5个电池包是北京普能世纪有限公司 （以下简称普能世纪）中标的液流电池系统。

　　近日有业内人士透露，在一期电池产品中，国网不是特别满意。对此，国家电网中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康向《每日经济新闻》记者表示：“一期示范的电池没什么问题，完成了我们需要的功能。其实示范有两层目的：一是这些电池要起到储能的作用，比如平抑波动、削峰填谷等，这些功能都已经完成；二是评价电池长期的运行效果，比如会不会出现毛病，寿命有多长，但这是长期的工作。”

　　“国网的技术偏好没有确定，所以还可以采用不同技术来试。”上述业内人士称。

　　2013年7月，国家风光储输示范工程（一期）胶体铅酸电池进行招标，一个月后，中标结果公布，中标总金额为1653万元，中标人为江苏双登集团和南都电源（300068，SZ），投标总价分别为795万元和768万元。

　　至此，张北示范工程这一备受关注的项目已经试用了磷酸铁锂、液流、铅酸三种电池技术。

　　“（张北示范工程）二期，储能这部分还没有开始招标，但是我们作为技术支持，设计的部分已经完成了。”来小康说。

　　“对于电池企业来说，进入张北示范工程的意义是巨大的，尽管不一定盈利，但企业都是削尖脑袋往里钻。”曾经为普能世纪的创始人兼董事长、现任中关村储能产业技术联盟储能专业委员会理事长俞振华对《每日经济新闻》记者表示。

　　“张北示范工程所创造的价值不仅限于项目本身，更表现于它在新能源储能领域的示范作用和战略意义。”南都电源储能事业部项目经理于建华认为，一期工程的成功中标是公司战略发展的重要里程碑，目前合同已正式签署。

　　对于张北示范工程电池技术路线的选择，来小康表示，“现在没到明确下结论的时候。哪种技术好，哪种差，我们还没有足够的证据。这几种电池都有它的应用空间，我们之所以选它，一是它具备示范运行的基本条件，二是它有改进空间。” 来小康强调，“它是示范工程，从纯粹商业角度考虑是不行的，但是我们要对各种基本主流的储能技术进行评价，要在现场真正运行的时候考量效果，世界上任何一个技术的发展都希望通过示范来进行信息反馈，从而引导技术发展，我们也想以此告诉厂家，技术还有什么缺陷，和我们需要的还有多大差距。”

　　全国政协委员、北京市政协副主席蔡国雄也一再强调，张北项目只是一个示范工程，“哪种电池入选，可能对该电池厂家是个鼓励，未来有多大程度的展开，还需要多方面检验。”

　　谁是未来的主流？/

　　电池技术在国家储能示范项目中被认可，很可能代表其在未来市场上的主流地位。而在化学储能领域，目前处于主流地位的大致是三类，即铅酸电池、锂电池和液流电池。

　　赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉对 《每日经济新闻》记者表示，“铅酸电池可能要用在特定的应用领域，但被锂电替换是必然的。短期来看，锂电是一个较好的选择，也是未来这几年电池的主流。不过，铅酸电池肯定不会消失，在某些传统领域还是很大的市场，在电动汽车和基站上，锂电的替代率没有达到10%。至少未来铅酸电池有自己的应用领域，它自己也在做技术进步。”

　　主营风能、太阳能储能电池以及铅酸、锂离子、镍氢等动力电池的天能集团董事长张天任也同样看好铅酸电池的发展，他表示，2012年铅蓄电池在储能领域的产值达到53亿元，其他电池为7亿元，考虑到铅蓄电池的性价比和推广技术成熟度都更高，且安全性好、回收率高，与锂电池、镍氢电池等电池产品相比还是有很多优势。

　　不过，高工锂电产业研究所副所长罗焕塔还是认为，在储能领域，锂电池是主流地位，“对于未来的大型储能上，肯定会有一两种技术主导，不会出现太多，中小型储能领域可能会以锂电池为主。”

　　对于未来的主流之争，各家电池企业也在不断筹划布局。例如，在通信基站备用电源上，南都电源等企业的铅酸电池，以及自身的锂电池占据较大份额。而在家庭储能和电动汽车上，比亚迪等企业一直在谋划发展。液流电池领域，鑫龙电器（002298，SZ）因和美国ZBB的合作，带动其股价在今年一季度大幅上涨。

　　对于液流电池的适用领域，浙商证券分析师史海昇对记者说，“液流电池的应用领域较多，不过它不能作为消费电子的电池，也不能作为动力电池。但可以用作大规模储能，比如风电场和备用电源。”

　　锂电池路线之争/

　　即便是被很多人认可的未来主流技术——锂电池，其发展路线也一直存在争议，即磷酸铁锂与锰酸铁锂等锰系材料、三元材料的路线之争。有专家认为，此前我国大规模发展的磷酸铁锂并不是正确路线，应该往锰系、三元材料上发展。

　　“过去七八年，中国的动力电池企业几乎都做磷酸铁锂，比例高达95%以上。”青岛新正锂业有限公司董事长孙玉城对 《每日经济新闻》记者说道，“但磷酸铁锂能量密度较低，一致性较差，而动力电池最需要一致性、可靠性。”

　　2012年10月16日，工信部、科技部、财政部曾联合发文《关于组织申报2012年度新能源汽车产业技术创新工程项目的通知》。通知明确要求2015年电池单体的能量密度达到180Wh/kg以上（模块能量密度达到150Wh/kg以上），成本低于2元/Wh，循环寿命超过2000次或日历寿命达到10年。

　　孙玉城曾对《高工锂电》表示，这条通知相当于给磷酸铁锂在动力电池应用上判了“死刑”，因为其能量密度达不到要求。

　　“磷酸铁锂电池能量密度只能做到130~140Wh/kg，三元材料能做到180Wh/kg、190Wh/kg。”国内一家锂电池材料方面的上市公司副总经理对记者称。

　　不过，吴辉介绍，“磷酸铁锂的安全性好，能量密度较低，在汽车的续航里程是有问题的，但是在储能上，对能量密度的要求没有那么高。”

　　罗焕塔也持类似观点，“磷酸铁锂在我国有技术等多方面的积淀，如产能、研发等，并不能说单纯地将磷酸铁锂向锰酸锂等方向转变。在储能电池上，对能量密度的要求没有那么高，磷酸铁锂是可以适用的。”

　　上述不愿具名的上市公司副总经理也表示，日韩都没有生产磷酸铁锂，磷酸铁锂用在动力电池领域不太适合，但可用在储能电站和电动大巴车上。国家的侧重也在从磷酸铁锂到锰系和三元材料上转变。

　　孙玉城表示，从材料特性上来看，如果未来5~10年没有新的材料出现，锰酸锂、镍钴锰、镍钴锂及三元材料会是一个基本的发展方向。

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　　成 本

　　锂电池价格高昂经济性成现实困境

　　每经记者 马玥 赵春燕 发自北京

　　尽管在储能的三大应用领域——大型风光储能、通信基站的后备电源、家庭储能中，电池厂商都在“攻城略地”，但成本问题却成为难以逾越的鸿沟。“到2020年这个阶段，（储能）可能不会有大规模的市场铺开，这个阶段重点在技术研发和技术突破。”国家电网中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康认为。

　　与其观点呼应，《每日经济新闻》记者采访的多位业内人士认为，一旦成本下降，储能市场立刻会发展起来。

　　国泰君安在去年10月发布的一份研报中认为，未来5~10年锂电价格将下降一半。华泰证券的研报也指出，通信用磷酸铁锂电池售价以年均超过10%的幅度下降，目前已由2011年的3.3元/WH降至约2元/WH，相比较目前0.55~0.6元/WH的铅酸电池价格，性价比已显著提升。其预计2015年通信锂电价格有望降至1.5元/WH左右。

　　成本之困

　　国泰君安上述研报称，据测算，储能电池市场化应用的目标成本为200美元/kwh（折合人民币约1246元/kwh）。但实际上，普通铅酸和改性铅酸电池的价格为1000元/kwh，铅炭电池为1300元/kwh，而钠硫电池、锂电池、钒硫电池的成本基本都在4000元/kwh左右，约为铅酸电池的3~4倍，显然离储能电池市场化的目标成本差距不小。

　　而另一种液流技术——锌溴液流电池的成本也相对较高，尽管其在技术上较为成熟，环境适应性更强，不过，浙商证券长期研究鑫龙电器的分析师史海昇对《每日经济新闻》记者表示：“我们预计单台设备（50千时标准柜计算）为30~35万元人民币，是铅酸电池的5倍以上。”

　　对此，天能集团董事长张天任分析认为，尽管在储能电池领域里，我国处在世界先进水平，但是储能电池在高性能、高安全性、高性价比上还需要革命，储能电池的商业化短期内不可能实现。

　　赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉认为：“以分布式储能为例，如果储能做到每瓦时1.5元，就能大规模发展，电动车也是一样，现在还要每瓦时3元多，未来需要下降一半。短期很难实现，从长期看，可能还得得益于技术本身的升级，就看技术提升的空间有多大。另外需要政策的推动。”

　　实际上，在政策方面，我国目前仅有指导性质的政策，如《可再生能源法及修正案》首次提及储能，《国家“十二五”规划纲要》称储能是推进智能电网建设、加强城乡电网建设和增强电网优化配置的依托技术，《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南》中把动力电池和储能列为重点产业化领域。

　　来小康将储能的现实困境归结为技术经济性问题，“大规模储能，一定是要求技术经济的指标更好，是以电网经济运行为首要目标。比如风电、太阳能接进来，不让可再生能源浪费掉。我总是说储能就是建仓库，但不是拿金子来建，仓库应是砖混结构，里头存稻谷，才有价值。”

　　国泰君安的研报显示，电化学储能应用需要补贴以维持经济性。按铅酸储能4000元/kwh、锂电储能4000~7000元/kwh（磷酸铁锂）的成本测算，两者的安装成本需分别下降70%和70~82%才能达到储能系统的平价上网。按照锂电的成本下降趋势，至少2020年以后锂电储能才能具备经济效益。现阶段储能的市场化发展仍然需要政策补贴，以覆盖2/3以上的初装成本。

　　对于储能的补贴，来小康认为，首先需要算清楚一笔账，补到什么程度才能起到杠杆作用。其次是补贴的时间和力度如何让储能进入良性循环，而不是永远依赖。

　　“现实困境还是成本。”高工锂电产业研究所副所长罗焕塔总结道。

　　成本下降依靠规模效应

　　尽管距离大规模市场化应用仍有长远距离，但随着整个储能行业规模的扩大，由此带来的规模效应将逐步拉低锂电池和液流电池的成本。

　　国泰君安在研报中作出假设，2015年大型光伏电站和风电累计装机达20GW和100GW，2020年达50GW和200GW；2015年和2020年大型光伏电站与风电场配备储能比例达1%和3%。由于目前风光储能示范项目配备磷酸铁锂电池为主，储能电池价格以锂电均价测算；5~10年锂电价格将下降一半。

　　在液流电池领域，据了解，目前市场上比较成熟的液流电池主要有三种：钠硫、全钒、锌溴电池。但钠硫电池技术掌握在日本，全钒主要在德国。

　　史海昇对 《每日经济新闻》记者表示，“锌溴液流电池关键的是其成本下降空间巨大，而这是一种储能技术路线能够被大规模推广的基本要素。”

　　史海昇认为，从长期来看，锌溴电池的成本将呈现快速下降的趋势，在部件全国产化的情况下，鑫龙电器的锌溴电池成本可达到与普通铅酸电池相近的水平。

　　史海昇对记者称，“成本的降低主要在于两个方面，一是国产化率的提高，二是规模效应。如今公司生产一个月也就几台或者十几台，但实际上产能可以达到每年2000台，由于销售数量较少，采购的零部件规模也很小，规模效应根本看不出来。此外，目前锌溴电池的国产化率还非常低，这对它的核心指标——储能能量转化率产生很大影响，在美国可以做到70%以上，但在我国只能做到50%~60%。”

　　高工锂电产业研究所副所长罗焕塔对《每日经济新闻》记者表示，“未来锂电池的成本会下降，主要还是在于成品率的提升，以及自动化程度带来的人力成本下降。此外，目前国内的电池制造工艺并不是很高，产品一致性也较差，存储率还不高，有些厂家只有60%~70%，一般的厂家能达到80%，但是依然有20%是浪费的，如果存储率提高到95%，成本必然会下降。这才是动力电池领域价格能真正下降的驱动力。”

　　除了规模效应带来的成本下降，电池上游环节价格下降也有望拉低整体成本。“未来小型的锂电池降价幅度会很小，但大电池的成本会降得很快，包括电解液等的锂电池上游材料现在的毛利率还在40%~50%，这是有降价空间的。”吴辉对《每日经济新闻》记者说道。

　　据了解，锂电池的上游材料主要包括正极、负级、电解液和隔膜。其中隔膜是锂电池最关键的内层组件和核心材料。《证券时报》此前曾报道称，隔膜成本约占整个锂电池成本的三成，毛利率却可达60%以上，在四大锂电池材料中毛利率最高。大智慧报道则指出，隔膜初期毛利在40%左右。但是随着产能不断被释放，毛利率将会快速下降，据估计，到2014年，隔膜的毛利应该在25%左右的合理位置。

　　在其他上游材料中，招商证券的一份研报指出，去年上半年，传统负极材料盈利水平有所下滑，以杉杉股份为例，负极材料2010年、2011年以及2012年净利率分别为12.5%和12.3%和12.2%；但到2013年上半年，传统负极材料的净利率水平已经下降到9%左右。

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　　资 本

　　北极光储能行业投资策略：布局多个细分市场

　　每经记者 马玥 赵春燕 发自北京

　　储能行业巨大的市场前景吸引着各路资本蜂拥而入，创投机构北极光也不例外。

　　北极光投资的4家储能公司分别为普能世纪、SPS（北京集星联合电子科技有限公司）、上海攀业氢能源科技有限公司 （以下简称上海攀业）以及常州优特科新能源科技有限公司 （以下简称常州优特科）；普能世纪主攻全钒液流储能电池，SPS在超级电容上有着多年研究，专攻氢燃料电池、并有所突破的是上海攀业，而常州优特科专注于研发新型动力电池和储能电池。

　　“我们投资的几家企业针对的市场不一样，上海攀业的两个主要市场是通信的备用电源和叉车；SPS主要针对的是风电以及超级电容领域，如高铁和地铁的启动刹车时使用；常州优特科是在一些锂电池的替代市场方面。”北极光董事总经理杨磊对 《每日经济新闻》记者表示。

　　此前常州优特科的研发并未公布，杨磊表示，“我们一直比较保护（常州优特科），让其专心做研发。因锂电池价格较高，电池管理非常复杂，如果（储能）飞速发展起来，就需要相对廉价，性能接近锂电池、成本接近铅酸电池的一种电池。如果可以做出这样一种电池的话，就能找到一些细分市场，常州优特科就是做的这个方向。”

　　市场化是判断技术是否具有投资价值的一个重要指标，以上海攀业为例，公司副总经理施涛对《每日经济新闻》记者表示，“北极光创投之所以能够进入（攀业），考虑的是2010年备用电源及类似电源已经在国外开始商业化，国内应该是全球最大的通信备用电源市场，仅仅有一些国产的产品做示范，但北极光认为，国外产品是有一些水土不服的。”

　　对于储能行业投资，杨磊曾做了一个界定：整体的市场前景比较清楚，但单一技术占据所有的储能市场却是不可能的，单纯的投资市场和技术都是有缺陷的。他建议，储能公司应该选择好自己的细分市场，并集中精力在研发产品上，从而让市场去接受。

　　储能领域投资较大，项目回报期比较长，给民营企业的资金带来很大压力。对此杨磊建议，“现在大多数民营企业都在追求投资机会，但这些企业资金非常有限，此时可以考虑创新。比如融资租赁，购买设备不需要一次性付款，可以做到按年付或者按月付，行业进入门槛会降低。”

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　　案 例

　　比亚迪：重提储能电站业务

　　每经记者 曾剑 马玥

　　今年4月，在投资者互动平台上，比亚迪“储能电站业务是公司未来发展的三大重点之一”这番表态，让公司已沉寂多时的储能电站业务再次成为市场关注的焦点。

　　公开资料显示，比亚迪的储能电站由铁电池组、系统控制单元（包含逆变器，开关柜，变压器等）、控制中心、环境控制单元、地下线缆五个部分组成。其中，铁电池组指的是磷酸铁锂电池。

　　有业内人士表示，与传统的铅酸电池相比，磷酸铁锂电池能量密度高、使用寿命长、更安全。在相同重量下，磷酸铁锂电池的能量密度是铅酸蓄电池的3~5倍。同时，铅酸蓄电池的寿命在500次左右，而磷酸铁锂电池寿命可达到1600次，容量还能保持在80%。因此，磷酸铁锂电池用作储能十分合适。

　　高工锂电研究所副所长罗焕塔也对《每日经济新闻》记者分析指出，“磷酸铁锂有技术等多方面的积淀，如产能、研发等，在储能电池上，对能量密度的要求没有那么高，磷酸铁锂是可以适用的”。

　　“比亚迪用在汽车上的电池和储能设备上的电池模块都是差不多的，也就是说，用做储能电池和动力电池上的生产线是可以调的。”赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉认为。

　　需要注意的是，比亚迪的储能电站业务曾经历过一段短暂的美好时期。从2010年到2012年，比亚迪先后中标中国南方电网MW级储能站试点工程蓄电池、能量转换系统采购项目，张北储能项目，雪铁龙公司的集装箱式储能单元项目，中广核核电站高容量电池储能项目等。但在2013年至今，比亚迪的储能电站业务陷入停滞。

　　“储能电池的技术路径依旧在争论，国家电网目前依旧没有从示范项目中得出必然结论，这是导致储能电站项目近年来停滞的主要原因。”一业内人士解释道。

　　不过，国家电网近期在能电站业务方面有了新的动作。5月中旬，由中国电科院电工与新材料研究所牵头承担的年国家电网公司科技项目 “大规模电池储能电站运行技术研究与应用”启动会召开。会议明确指出，项目将为国家风光储输示范工程的扩建、能力提升及运行维护等方面提供技术支撑。这意味着，比亚迪的机会又一次来临。

　　南都电源：押宝铅炭电池

　　每经记者 曾剑 马玥

　　虽然储能用电池路线尚未最终确定，但铅炭电池凭借较高的安全性和经济性呈现后来者居上的态势，占据了储能市场较大的份额。作为该行业的佼佼者，南都电源已实现规模化生产铅炭电池。

　　南都电源在储能技术上的研究和应用由来已久。2005年，公司开发了太阳能、风能系统用储能电池，该产品首次采用胶体电解质技术与AGM技术相结合的方法。随着技术的逐步发展，公司创造了铅炭电池-锂电混合储能系统，使得公司具备从储能产品到系统集成的全套技术，提供各种储能系统整体解决方案的能力。

　　与比亚迪专注磷酸铁锂电池技术一样，南都电源也有自己的法宝——铅炭电池技术。

　　资料显示，铅炭电池是一种电容型铅酸电池，在铅酸电池的负极中加入了活性炭，可以提升电池的功率密度，延长循环寿命，但由于活性炭占据了部分电极空间，导致能量密度降低，也可能增加电极析气量。

　　南都研究院院长吴贤章此前接受媒体采访时透露，铅炭电池储能技术具有安全可靠性高、储能规模大，性价比高等优势，是储能技术中技术最为成熟、最接近商业化应用的产品。不过，南都电源储能业务总经理于建华近日向《每日经济新闻》记者坦言，现在还无法确切地判断我国储能技术未来的发展方向。他认为，其中一种技术可能会作为主导产品，必定是成本低储能高的。目前来看，铅酸电池成本较低，运用比较广泛，但未来趋势不清楚。

　　记者注意到，目前，南都电源的铅炭电池技术通过了国家级能源科学技术成果鉴定，并斩获多个代表性储能示范项目。其中包括东福山岛风光柴储能电站及海水淡化系统、新疆吐鲁番新能源城市微电网示范工程、浙江鹿西岛4MWH新能源微网储能等。

　　南都电源还于2013年切入了小型户用储能领域，公司开发出了适用于户用储能系统的铅炭电池。公司将该项业务触角伸到了海外市场。公司在非洲、中东及欧洲等地推广小型户用储能系统实现了规模销售。

　　财务报告显示，2011~2012年，南都电源储能电池营业收入分别为0.56亿元、0.84亿元，毛利率均维持在20%以上，且呈上升趋势。

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　　观 点

　　储能联盟理事长俞振华：储能核心问题是谁为装置埋单

　　每经记者 赵春燕 马玥 发自北京

　　谈及储能行业，俞振华是一个绕不开的人。原因在于他的多重身份：北京普能世纪科技公司（以下简称普能公司）创始人、睿能公司董事长、中关村储能产业技术联盟理事长。

　　日前，俞振华以储能联盟（CNESA）理事长的身份接受了《每日经济新闻》记者（以下简称NBD）的专访。在采访中，俞振华坦言，补偿机制缺位是目前储能行业所面临的集体性问题，谁为储能装置埋单是当前储能应用的核心问题。

　　高成本也可以有商业价值/

　　NBD：创立普能公司时，您对储能行业的前景是如何判断的？

　　俞振华：2006年我们创办了普能公司，那时还看不到多大的市场机会或者说商机。实际上，包括投资人在内的所有发起者，都是基于对储能行业以及对于普能的未来有一个广阔的发展前景而选择进入的。

　　NBD：创办储能产业联盟的初衷是什么？

　　俞振华：过去的国家能源产业政策偏粗犷型，为技术型企业带来很多发展上的困扰。由普能和几家储能技术公司共同发起成立了CNESA，希望能有一个与企业不同的视角，去解决行业发展的共性问题。

　　NBD：您曾提到，高成本是阻碍产业化进程的重要因素之一。现在来看，成本还是最大的拦路虎吗？

　　俞振华：成本问题的确是困扰整个储能行业发展的核心问题，但并不是说成本高，产业就没有商业价值，它的商业价值需要得到一个市场体系的认可。从全球储能行业的发展来看，在美国、日本以及欧洲国家，储能产业都已经形成一个很有影响力的体量了，而它的成本依然比较高。

　　NBD：目前微网储能示范项目的电价成本跟国家电网一般的电价成本差距有多大？

　　俞振华：差距还是比较高的，微网项目主要还是看它的配置，如果是偏向于储能的话，成本一下就上去了。

　　NBD：高多少？

　　俞振华：这个不好估算，因为具体情况不一样，其中成本最贵、最极端的方式就是离网项目，我们当时了解到的其中有一个电价水平应该是1度电3.5元，当然这个项目源于柴油发电，并不是使用储能和新能源。

　　NBD：如果建立一个类似于国外的且比较成功的商业模式，而不单单是技术上的示范，我们应该用一种什么样的模式来推动呢？

　　俞振华：实际上国家在这一块做了很多努力，但我认为，储能行业基础依然薄弱，如果依靠政府部门去制定未来的政策发展规划，当真正涉及一个产业的发展模式的构建时，就需要去深入理解当前在科技领域技术发展的核心问题，不然就会导致有些政策只是听上去很美。

　　三种方式应对盈利难题/

　　NBD：业内有观点认为，微网储能项目会是最先活跃的储能应用领域，您怎么看？

　　俞振华：就目前来看，我还看不到国内严格意义上的比较成功的储能应用。国内的储能示范项目已经不少，其中很多是微网项目。但是储能应用的核心问题是谁来为储能埋单，现在为储能埋单的方式都是一些研发经费、课题经费等。

　　目前包含离网项目的微网储能项目是有一些可以参照的行业标准，也有国家的支持，能够形成储能新的应用市场。如果涉及并网的微网，分布式光伏就是一个驱动因素，这一块有机会在应用领域最先活跃起来。

　　NBD：未来储能行业会是一种什么样的商业模式？

　　俞振华：如果从国外来看的话，以美国南加州为例，支撑储能产业发展的两个核心政策分别是，第一，他们有一个是自发电的补偿政策，而目前我国只有光伏的自发电补偿政策；第二，关于需求侧的一个补贴政策，这种类似的需求侧的补偿制度，实际上目前国内也在推，但力度有限。

　　NBD：关于储能产业盈利模式不清晰的问题，您认为有什么解决方式？

　　俞振华：解决方式我觉得有三个，一是基于分布式的，这要看具体的市场机制怎么去定；第二是基于需求侧的，也就是需求侧补偿；第三是电力服务，这个机制如何去建立。