1月24日，國家能源局召開新聞發布會介紹了2017年度新能源并網等相關情況，并公布全國2017年棄風率同比下降5.2%、棄光率同比下降4.3%，可再生能源消納難問題得到了一定緩解。國發能研院、綠能智庫研究發現，可再生能源還可以搭配更多輔助系統開拓更多的應用途徑，如儲能。

　　儲能系統既能夠保證能源系統穩定性、提高能源利用效率，又能夠有效支撐可再生清潔能源的生產應用。作為能源系統重要組成部分和關鍵支撐技術，儲能產業的規模化應用對能源發展具有重要意義。

　　近年來，我國儲能呈現多元發展的良好態勢總體上已經初步具備了產業化的基礎，除抽水蓄能受建設條件選址和資源限制外，電化學儲能和熔融鹽儲能可靈活應用于商業化應用，但是目前兩種儲能產業發展進程速度較慢，還存在瓶頸問題。

　　我國儲能產業發展現狀

　　目前我國儲能應用技術主要分為三類：以抽水蓄能和壓縮空氣儲能為主的物理儲能、以熔融鹽為主的儲熱技術和電化學儲能。

　　截至2016年底，我國投運儲能項目累計裝機規模24.3GW。除抽水蓄能的累計裝機規模最大外，電化學儲能累計裝機243MW，熔融鹽儲熱僅有在青海投運的10MW項目。

　　其中電化學儲能發展增速較快。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計，2016年我國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為101.4MW，同比增長299%，當年新增規劃、在建的電化學儲能項目的裝機規模為845.6MW，自2012年到2016年年復合增長率為54%左右。而2016年新增投運的電化學儲能項目幾乎全部使用鋰離子電池和鉛蓄電池，新增裝機占比分別為62%和37%。鋰離子電池在可再生能源并網領域中的新增裝機占比最大，約為70%;鉛蓄電池在分布式發電及微網領域的新增裝機占比最大，約為69%。

　　商業化發展主要瓶頸

　　2017年9月，國家發改委、財政部、科技部、工信部、國家能源局等五部門聯合發布了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》。規定未來10年內分兩個階段推進相關工作，“十三五”期間實現儲能由研發示范向商業化初期過渡，“十四五”實現商業化初期向規模化發展轉變，全面展現儲能推動能源變革和能源互聯網發展中的作用。

　　儲能實現商業化的突破點很有可能在電化學儲能領域實現，而該產業存在的瓶頸主要包括以下幾點。

　　配套機制缺失。以電價環境為例，商業化儲能電站盈利模式一般為賺取峰谷電價差值，針對儲能電站經營特性，負荷峰谷電價差越大對其盈利就較有利，而我國目前工業用電存在峰谷電價差，居民用電采用階梯電價，暫不具備峰谷電價、儲能電價、補償機制等配套機制。

　　無突破性技術。目前除抽水蓄能之外，我國儲能技術基礎薄弱，電池研發制造技術等關鍵節點與國際先進水平存在差距，部分技術還停留在實驗室階段，走向商業化應用還不夠成熟。

　　經濟性比較差。技術研發投入和部件價格抬高了儲能投入成本。按照現有技術水平和應用環境推算，目前儲能系統度電成本超過1元/千瓦時。高額成本限制了儲能在更多領域的配套設置。例如目前可再生能源處在降本增效逐步實現平價上網階段，儲能系統的成本壓力是現階段業主較難承受的。

　　“十三五”末期展望

　　儲能產業因為在能源體系中的重要補充和支撐作用，結合產業發展速度和取得成績，正在受到更多的關注。

　　政策對儲能產業的引導和支持將起到決定性作用，無論是對于技術進步的推動、對于標準體系和產業鏈的建立和完善，還是對于成熟市場主體的培育都將起到關鍵作用。

　　近日，南方監管局已開始對儲能電站充電電量進行補償，具體補償標準為500元/千瓦時。這只是一個開始，國發能研院、綠能智庫獲悉，有關部門正在研究探索建立儲能容量電費和儲能參與容量市場的規則機制。將結合電力體制改革，參考抽水蓄能相關政策，探索建立儲能容量電費和儲能參與容量市場的規則，對滿足條件的各類大規模儲能系統給予容量補償。

　　此外，隨著可再生能源規模發展以及在能源體系中地位的提升，結合調峰的必要的儲能配置將得到一定力度的扶持。電動汽車的發展對儲能的需求也將提升。分布式能源體系和能源互聯網系統中儲能也是不可或缺的重要角色。以上三方面都將為儲能商業化應用創造市場需求量。

　　同時，隨著技術進步和產業提升，儲能成本呈現逐年降低的趨勢，每年的下降幅度約在20%左右。

　　根據現有技術水平和產業發展增速，國發能研院、綠能智庫預計，到2020年底我國物理儲能規模將達到40GW左右，熔融鹽儲能裝機規模有望超過1.5GW，電化學儲能達到2GW，總體來看，到2020年底我國儲能總裝機容量將達到44GW左右，初步實現由研發示范向商業化過渡。

　　隨著政策完善、技術進步、規模效應、市場競爭等因素帶來的成本下降和創新商業模式的應用，儲能商業化的實際步伐有望加速，成為改變社會用能方式的重要突破點，而更大規模的商業化應用還有一段很長的路要走。