目前,全球儲能技術已經進入快速發展階段，抽水蓄能已實現商業化應用；壓縮空氣、飛輪儲能、鋰離子電池、鉛酸（鉛炭）電池、液流電池、超級電容器等儲能技術都已經得到了部分商業化或示范驗證。

　　新型儲能技術如鋰漿料電池、固態鋰電池、液態金屬電池、鋁空氣電池等相關技術研發進展也十分迅速。儲熱、儲冷、儲氫技術也取得了一定進展。各種儲能技術路線正呈現出“百家爭鳴，百花齊放”新業態。

　　在我國,先進大容量儲能技術還處于多種技術并存的發展初期，每類技術都有各自的優點和缺點，并沒有形成主導性的技術路線。它也面臨著關鍵材料、制造工藝和能量轉化效率等方面的挑戰。未來，儲能產業的規?；瘧眠€需進一步解決穩定性、安全性、低成本、長壽命以及資源再利用等相關問題。

　　我國在探索儲能大規模商業化應用途徑上，主要呈現出以下六種主流的商業模式。一是新能源并網電站配置儲能；二是儲能用于電力輔助服務；三是在用戶側配置儲能；四是離網電站配置儲能；五是微電網配置儲能；六是移動儲能應急電源。

　　隨著我國儲能示范應用向商業化應用的過渡，越來越多的細分市場將不斷呈現出來。電動汽車光儲充一體化的應用、儲能在能源互聯網的應用、儲能參與多能互補項目、增量配網儲能的應用、電能替代等都會給儲能產業發展帶來更多的市場機遇。

　　在儲能“熱潮”不斷升溫之下，電池企業、光伏企業、系統集成商、逆變器和控制系統企業、電力公司、能源服務商、電動汽車企業等，都紛紛涉足儲能領域。儲能系統解決方案的不斷優化也將更貼近市場和用戶需求。

　　據統計，截至2017年上半年，我國已規劃的儲能項目裝機達1100兆瓦左右，其中不包含抽水蓄能電站和儲熱項目。雖然市場增速明顯，但投資回報周期仍然比較長。比如華北地區，電網提供調頻輔助服務的投資回報期是4年左右，而在北京、江蘇、廣東等地區，通過峰谷電價差贏利的用戶側儲能系統的鉛炭電池的投資回報期需要6到8年左右，鋰電池儲能系統的投資回報期需要8到10年左右。

　　根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會專家組近期在實地走訪調研中掌握的情況，今年上半年，鉛炭電池儲能技術的建設成本在人民幣1000元/KWh-1200元/KWh之間，但其價格隨著鉛價的波動也會產生變化；鋰電池儲能技術的建設成本在人民幣1500元/KWh-2200元/KWh之間。

　　預計到2018年，鋰電池技術的成本區間將降低到人民幣1200元/KWh-1400元/KWh。建設成本的大幅下降將為儲能的規模化應用奠定堅實的發展基礎。

　　國家相繼發布的相關調頻調峰輔助服務政策、微電網支持政策、可再生能源“十三五”規劃、儲能產業指導意見征求意見稿以及儲能技術路線圖等，雖然已經給予儲能項目一定的準入空間和支持力度，但是還缺乏細化的市場參與機制和運營細則。

　　未來，如何進一步結合儲能的性能優勢和價值，挖掘儲能項目的更多收益，將是儲能產業能否進行商業化運營的痛點所在。同時這也需要與國家相關的電改政策以及關聯產業的規劃等結合起來，做好頂層設計規劃與研究。（本文作者為中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇）

來源：新能源汽車報