1月24日，国家能源局召开新闻发布会介绍了2017年度新能源并网等相关情况，并公布全国2017年弃风率同比下降5.2%、弃光率同比下降4.3%，可再生能源消纳难问题得到了一定缓解。国发能研院、绿能智库研究发现，可再生能源还可以搭配更多辅助系统开拓更多的应用途径，如储能。

　　储能系统既能够保证能源系统稳定性、提高能源利用效率，又能够有效支撑可再生清洁能源的生产应用。作为能源系统重要组成部分和关键支撑技术，储能产业的规模化应用对能源发展具有重要意义。

　　近年来，我国储能呈现多元发展的良好态势总体上已经初步具备了产业化的基础，除抽水蓄能受建设条件选址和资源限制外，电化学储能和熔融盐储能可灵活应用于商业化应用，但是目前两种储能产业发展进程速度较慢，还存在瓶颈问题。

　　我国储能产业发展现状

　　目前我国储能应用技术主要分为三类：以抽水蓄能和压缩空气储能为主的物理储能、以熔融盐为主的储热技术和电化学储能。

　　截至2016年底，我国投运储能项目累计装机规模24.3GW。除抽水蓄能的累计装机规模最大外，电化学储能累计装机243MW，熔融盐储热仅有在青海投运的10MW项目。

　　其中电化学储能发展增速较快。根据中关村储能产业技术联盟的统计，2016年我国新增投运电化学储能项目的装机规模为101.4MW，同比增长299%，当年新增规划、在建的电化学储能项目的装机规模为845.6MW，自2012年到2016年年复合增长率为54%左右。而2016年新增投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池，新增装机占比分别为62%和37%。锂离子电池在可再生能源并网领域中的新增装机占比最大，约为70%;铅蓄电池在分布式发电及微网领域的新增装机占比最大，约为69%。

　　商业化发展主要瓶颈

　　2017年9月，国家发改委、财政部、科技部、工信部、国家能源局等五部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。规定未来10年内分两个阶段推进相关工作，“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”实现商业化初期向规模化发展转变，全面展现储能推动能源变革和能源互联网发展中的作用。

　　储能实现商业化的突破点很有可能在电化学储能领域实现，而该产业存在的瓶颈主要包括以下几点。

　　配套机制缺失。以电价环境为例，商业化储能电站盈利模式一般为赚取峰谷电价差值，针对储能电站经营特性，负荷峰谷电价差越大对其盈利就较有利，而我国目前工业用电存在峰谷电价差，居民用电采用阶梯电价，暂不具备峰谷电价、储能电价、补偿机制等配套机制。

　　无突破性技术。目前除抽水蓄能之外，我国储能技术基础薄弱，电池研发制造技术等关键节点与国际先进水平存在差距，部分技术还停留在实验室阶段，走向商业化应用还不够成熟。

　　经济性比较差。技术研发投入和部件价格抬高了储能投入成本。按照现有技术水平和应用环境推算，目前储能系统度电成本超过1元/千瓦时。高额成本限制了储能在更多领域的配套设置。例如目前可再生能源处在降本增效逐步实现平价上网阶段，储能系统的成本压力是现阶段业主较难承受的。

　　“十三五”末期展望

　　储能产业因为在能源体系中的重要补充和支撑作用，结合产业发展速度和取得成绩，正在受到更多的关注。

　　政策对储能产业的引导和支持将起到决定性作用，无论是对于技术进步的推动、对于标准体系和产业链的建立和完善，还是对于成熟市场主体的培育都将起到关键作用。

　　近日，南方监管局已开始对储能电站充电电量进行补偿，具体补偿标准为500元/千瓦时。这只是一个开始，国发能研院、绿能智库获悉，有关部门正在研究探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则机制。将结合电力体制改革，参考抽水蓄能相关政策，探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则，对满足条件的各类大规模储能系统给予容量补偿。

　　此外，随着可再生能源规模发展以及在能源体系中地位的提升，结合调峰的必要的储能配置将得到一定力度的扶持。电动汽车的发展对储能的需求也将提升。分布式能源体系和能源互联网系统中储能也是不可或缺的重要角色。以上三方面都将为储能商业化应用创造市场需求量。

　　同时，随着技术进步和产业提升，储能成本呈现逐年降低的趋势，每年的下降幅度约在20%左右。

　　根据现有技术水平和产业发展增速，国发能研院、绿能智库预计，到2020年底我国物理储能规模将达到40GW左右，熔融盐储能装机规模有望超过1.5GW，电化学储能达到2GW，总体来看，到2020年底我国储能总装机容量将达到44GW左右，初步实现由研发示范向商业化过渡。

　　随着政策完善、技术进步、规模效应、市场竞争等因素带来的成本下降和创新商业模式的应用，储能商业化的实际步伐有望加速，成为改变社会用能方式的重要突破点，而更大规模的商业化应用还有一段很长的路要走。