目前我国储能产业处于发展的初期阶段，以应用示范为主。储能技术面临成本、性能、技术选择、安全性等问题。《电池中国》网通过对储能市场的政策导向、产业链构成、技术创新应用等内容进行阐述，着重分析2015年储能市场的发展动向，以期为您提供投资决策参考。
2015年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提到要鼓励储能技术、信息技术的应用来提高能源使用效率。
作为能源结构调整的支撑产业和关键推手，储能首次被作为重点创新领域写入国家级能源规划文件。预计到2020年我国化学储能装机将达到67GW，增长千倍。各类储能电池技术百花齐放，在大型电力储能、家庭储能、后备电源储能等领域发展迅猛。
静待政策催化启动 储能产业涌生新模式
当前，全球储能行业革命正在进一步深化。储能行业制高点代表着未来的国家能源产业的竞争力，储能在国家层面已得到足够的重视。政府已出台多类政策助力储能市场的发展，国家能源发展战略规划、新一轮电改方案等，都从不同领域助推储能在短期及中远期的发展，为储能产业的发展提供了良好的机遇。
业内专家分析称，自2015年开始，储能技术逐步开始商业化，2020年后，储能系统将成为电力生产运营的必备部分，预计2030年储能技术将进入大规模发展期。
中国可再生能源学会理事长石定寰表示，新电改相关配套文件正在进一步拟定当中，新能源与可再生能源相关政策不断调整完善，“十三五”规划编制工作也已经启动。对于如何加大储能技术在能源系统，特别是在电力系统中的作用，值得深思。
当前，储能产业在分布式发电与微网、辅助服务、用户侧需求响应和车电互联系统开始涌现出一些市场机会和创新模式，个别领域还出现了商业示范项目。去年，储能首次作为独立的行业，参与了我国电力市场服务付费机制的讨论，能源结构调整和环境的压力正在加速形成支持新能源并网接入的政策环境与电价机制，新的顶层设计和区域规划将给储能产业的发展带来机遇。
同时，受新能源汽车产业的带动，各大电池厂商都加大了产能扩张计划，电动汽车将在光储式充换电站、快速充电站、需求响应充电中发挥储能作用，且动力电池梯次利用将降低储能电池应用成本。
储能技术“百花争鸣” 呈互为补充态势
各种储能技术由于其在技术、原理、功能特性等方面不尽相同，其应用范围也有所区别，未来的储能应用会更有针对性，呈现各种技术互为补充的局面。
目前储能还处于各项技术并驾齐驱的阶段，如抽水蓄能、锂电池、铅酸电池、钠流电池、液流电池等各领风骚，也是各有制约。
随着新能源的发展和智能电网示范的广泛展开，储能日趋技术竞争和市场竞争的新焦点。根据各种应用领域对储能功率和储能容量要求的不同，各种储能技术都有其适宜的应用领域的观点已成为业内共识。
中科院上海硅酸盐研究所研究员温兆银指出，每种电池都能结合自己的特点、性价比找到定位。在未来很长时间内，一种电池完全取代另一种电池的情况不太可能发生，因为这种电池还没找到，或是能量密度低或是安全性差，也有可能是成本太高。
致力于钒液流电池技术研究的普能认为，钒液流电池技术在应用于电网级储能时具有可大规模应用、成本低、安全性高的优点。普能CEO江宗宪表示，目前还很难单纯地说各种储能技术路线孰优孰劣。
可再生能源发电相对常规电源而言，最大的不同是由于其间歇性带来的输出功率波动，未来对于大规模接入系统的可再生能源发电，能与之相匹配的大容量、低成本储能技术将更具优势。
中国电力科学研究院首席专家胡学浩认为，越来越多的可再生能源，如风电、太阳能光伏发电接入电力系统。通常情况下，调节发电机的输出功率以适应负荷的变化，但如果发电侧本身是间歇式的、不可调的，储能是一种很好的解决办法。
鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青则认为，铅酸电池是当前最成熟的技术，液流、钠硫电池也是目前相对成熟的新技术，而未来，压缩空气储能技术具有很大的发展空间。
各种技术路线各有优劣，论断哪一种技术会胜出为之过早。可能在今后的很长时间内，依旧是各个技术并行发展，最后取决于谁先将技术做成熟，谁先将成本降下来，实现小规模的商业化。
企业力推技术创新 业已取得关键突破
刚刚闭幕的中国储能创新与技术峰会，就能源产业如何与“互联网+”相结合，全球储能市场发展、技术进展、示范项目等领域展开交流。
国家能源专家咨询委员会主任徐锭明表示，能源互联网的实施推进离不开储能。储能是现代能源体系的一个支柱，也是未来能源的基础设施。
储能作为能源互联网的重要组成部分，在能源互联网中扮演着智能硬件的关键角色。在储能行业的发展初期，投资机会将主要来自储能相关设备供应商，主要是高性价比电池单元供应商，如圣阳股份、南都电源、天能动力；强强联手的解决方案提供商，如阳光电源（与三星SDI合作）、比亚迪（与ABB合作）。
阳光电源是国内最大的光伏逆变器制造商，掌握多项自主核心技术；圣阳电源则先后承担南方电网500KW光储一体化电站、中科院电工所863课题海宁分布式发电储能系统示范项目等，奠定了公司储能系统解决方案领导者的行业地位；高特电子拥有国内外发明专利26项，并拥有4项国际发明专利，所有产品核心技术均为自主研发，技术水平居国际领先地位。整体来看，这些公司用自主技术创新推动储能在国内的商业化发展，并且取得了可喜成果。
产业发展面临多重困扰 目前仍是政策市场
储能产业看似繁花似锦，但目前绝大部分应用属于示范应用，主要目的是验证技术指标和使用效果，从2015年开始才逐步出现商用的储能项目。2016年至2020年，随着国家解决“弃风、弃光”政策显现成效，储能将从示范走向商用。
大规模风电、光伏并网以及分布式能源是储能最大的需求方，这就决定了国家电网和发电企业是目前储能电站的买单人。但由于储能电池的寿命、安全性以及经济性等问题，目前电网和发电企业仅限于试验，还不愿意大规模垫资。
上海空间电源研究所副总工程师汤卫平表示，当前驱动储能发展的主要动力是国家政策机制，但是缺乏实质的支持力度和政策导向。
目前我国仍处于储能产业化的初级阶段，未来将处于多种储能技术并存的状态，锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池等，在不同的应用领域将有不同的优势。由于技术不成熟、成本过高、政策扶持欠缺，加上商业模式不清晰，我国储能产业并未形成商业化。
国家电网对储能的技术指标为，电池循环寿命在5000次以上，价格在1500元/kWh以下，效率在80%以上。业内人士表示，以目前的技术水平来看，短期内无法达到此指标。而储能市场也因产品开发周期长、资金投入大、生产力要求高，中小型企业难以企及，注定成为国企等大型电池厂商的争锋之地。
冒进做储能、动力电池的新进企业将面临洗牌。电动汽车和大型电站储能采用锂电池成本都比较高，另外产业涉及的面比较广，初期投资比较大，产品面市后推向市场用户接受度不高，至少10年内电动汽车和大型储能仍将是政策市场。
从全球来讲，储能技术仍处于起步阶段，尚未真正形成产业格局和商业市场。相比国外在储能领域十多年的技术和政策机制积累，我们的差距还比较大。
国外的并网已经很成熟，国内的逆变器都是小企业在做，大企业嫌市场小、利润低而不愿做，但是小企业的技术水平又难以保证。
除了储能系统和并网等技术问题，还需有应用端的数据积累和商业运作模式的分析策划。储能电站的商业化运作，首先需要确立经济运行的模式，包括确立峰谷电价差收益与单位循环寿命造价两者之间的差值关系衡量经济性模式，确立单位循环寿命造价的计算方法，这些都有待研究。
大型储能电站建设初期投资较大，运行经验不足，无完善的标准可依，所以大多潜在的客户处于观望状态。而储能企业经过多年持续投入，普遍处于亏损状态，资金压力非常大。一方面是尚未成熟的市场，一方面是仍需要加大投入的现状，这是储能企业目前普遍面临的严重问题。谁能先将技术做成熟，先将成本降下来，才有机会领先实现商业化，抢占主流市场。
微电网建设初现雏形 机遇与挑战并存
2015年7月，国家能源局对外发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》提出，要加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制。
微电网是基于局部配电网而建设，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补的智慧型能源综合利用局域网，其具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡。
微电网代表了未来能源发展趋势。微电网提高了电力系统面临突发灾难时的抗灾能力，有助于电网灾变时对重要负荷持续供电。通过有效协调控制，减少了分布式电源并网对大电网产生的各种扰动，使分布式电源并网所产生的负面问题迎刃而解。
据悉，未来我国将组织100个新能源示范城市、200个绿色能源县、30个新能源微网示范工程建设,创建可再生能源利用综合示范区。
在标准建设方面，国内部分微电网标准制定工作已经启动。中国电科院微电网研究室牵头制定了《储能系统接入电网测试规范》《用户侧电源接入电网技术标准》，分布式电源孤岛运行技术协议的行业标准正在制定中。
国内微电网的研究取得了一定的进展，但与欧洲、美国及日本等研究团队相比，在研究力量和取得成果上仍存在较大差距。
微电网发展还缺乏相关适用的法规，微电网售电的分时电价等激励政策也尚未出台。微电网标准制定虽初见雏形，但微电网技术运行、规划设计、接入等还没有明确的国家标准。未来微电网要取得更大的发展，还需要国家政策的不断激励。
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