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當前，世界能源格局深刻變化，新一輪能源革命和轉型發展正在蓬勃興起，發展可再生能源已成為世界各國的普遍共識和一致行動。推進能源革命，實現綠色發展，加快開發利用以風、光為重點的可再生能源，保持我國在可再生能源的領跑態勢是實現我國能源高質量發展的不二選擇。
儲能，則是其中不可替代的力量。
儲能是推動能源更替的關鍵技術
推動儲能發展是實現能源綠色發展的內在邏輯
落實綠色發展理念，加強生態文明建設，確保實現2020年、2030年非化石能源消費占一次能源比重15%、20%的戰略目標，化石能源進入全面存量替代的階段；到2050年時，在一次能源消費中的比重達到60%，在電力消費中的比重達到80%，成為能源供應的主體力量，確保我國在此之前全面完成能源轉型。實現這一宏偉目標，就必須大力發展風電、光伏產業。截至2017年底，我國風電裝機新增15 GW，累計達到164GW，光伏發電新增裝機53 GW，總規模達到130 GW，無論是增速還是總量繼續穩居世界第一。
但由于風電、光伏本身的不穩定以及消納難等原因，棄風、棄光始終沒有很好的解決，居高不下的棄風、棄光率成為行業發展繞不開的難題，成為當下制約光伏、風電取得進一步發展的首要因素。而要從根本上解決棄風棄光問題，儲能是必不可少的一項技術，為有望徹底解決棄風棄光問題提供了可能。
當光伏電站、風電站配備了儲能系統，不僅可以對暫時無法消納的電力進行儲存，避免棄光棄風，還可以保障天氣變化時電站的正常供電。國家發改委、國家能源局五部委在促進儲能技術與產業發展的指導意見中指出，儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電力及微網，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術。
推動儲能發展是實現風光健康發展的關鍵支撐
在以風、光為重點的可再生能源高速發展的過程中，儲能的作用可謂大矣。一則，風電、光伏特別是分布式光伏的快速發展，為儲能市場開辟了光明的前景。二則，棄風、棄光依然是制約行業健康發展的難題。二者相伴相生、既制約又促進，使得儲能成為新能源市場未來發展的關鍵。
從全國來看，2017年棄風棄光雖然有一定程度緩解，但數字依然不容樂觀。棄風率下降超過10個百分點的甘肅，其棄風率依然高達33%；新疆等地的棄光率亦在20%以上。國家能源局的數字表明，今年上半年，經過多方施策，全國棄風、棄光率分別下降到8.7%、3.6%，同比分別下降5和3.2個百分點。在各地電網負荷屢創新高的大環境下，這樣的數字越發說明了棄風棄光之痼疾難除。
而儲能不僅平滑風電機組的輸出功率，增強電網的穩定性、安全性，同時，在增加可再生能源上網電量上還有一個放大效應或杠桿效應。實踐證明，1個兆瓦時的儲能電量可以提高2-3個兆瓦時甚至更多兆瓦時的可再生能源上網電量。因為它能使得可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升。儲能能夠促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同，是構建能源互聯網，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎和關鍵支撐。
推動儲能發展是提高能源綜合利用效率的必由之路
統計表明，我國風電裝機是美國的2倍，但發電量僅僅比美國高出20%。除去設備、技術等因素外，綜合效率低是造成發電量低的根本原因。大量的棄風、棄光，造成了發電資產的過度閑置，降低了可再生能源的綜合利用效率。
有數字表明，2017年，作為我國西部光伏重鎮陜西、青海、寧夏三地棄光電量19.87億千瓦時，棄光率7.69%，陜西一省棄光率高達13%，棄光電量達7億千瓦時之多。正因為棄光嚴重，個別地區新增光伏裝機幾乎陷入了停滯。全面構建以可再生能源為主體的現代能源體系是新時代能源發展的藍圖，隨著大規?？稍偕茉唇尤腚娋W并有效消納，通過儲能來提高能源特別是可再生能源的綜合利用效率，是實現力爭到2035年，我國能源需求的增量全部可由清潔能源提供、2050年前我國全面完成能源轉型的必然選擇，任重道遠，勢在必行。
我國儲能產業呈現多元、快速發展的良好態勢
儲能在我國雖然尚未進入大規模爆發階段，但隨著國家相關政策的出臺、體制機制的不斷完善，市場主體活力的激發，特別是去年以來伴隨著分布式光伏的躍進，我國儲能市場增長很快，在用戶側應用發展尤為迅速。
發展規模不斷壯大
截至2017年，我國儲能項目累計裝機規模32.8 GW，其中，2017年新增2217.9MW，當年新增化學儲能項目鋰電占比48%，鉛蓄占比52%，抽水蓄能裝機世界第一。來自中國能源研究會的統計，用戶側新增裝機規模占2017年新投運電化學儲能項目裝機的59%，同時在集中式可再生能源并網以及電力輔助服務領域都實現了新的增長。
目前，我國化學儲能總規模在美國、韓國之后，位居世界第三，呈現快速上升勢頭。作為化學儲能產業鏈上的重要一環，來自全球最大負極材料供應商寧波杉杉新材料科技有限公司的數字表明，近年來公司銷售量增速一直保持在30%的高位，今年更是現爆發性增長，4萬噸的產能已呈飽和狀態。專家預測，我國化學儲能2020年將達到1.6GW，蓄熱蓄能2020年達到1GW。根據《可再生能源“十三五”規劃》的目標，到2020年，我國光伏發電裝機將達到105GW（目前已遠遠超過這一目標），風電達到210GW。
根據預測，按照平均10%左右的儲能配套來估計，在“十三五”期間我國僅風光電站配套儲能的市場空間就有30GW以上；加上更大規模的用戶側及調頻市場，儲能市場規模有望超過60GW。面對巨大市場空間，我國儲能產業將迎來風口。
商業模式比較多樣
近年來，隨著分布式光伏的大發展，大規模新型儲能的應用前景似乎更加光明，極大地刺激了儲能的需求。目前儲能主要應用于分布式發電及微網儲能系統，占總裝機規模的56%，其次是可再生能源開發。在集中式可再生能源發電領域，儲能主要應用于解決棄風、棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務。
從全國來看，比較成熟的商業模式大致分為四類：分布式儲能、輔助調頻服務、結合大規?？稍偕茉吹拇笮蛢δ茈娬?、峰谷電價差套利模式。分布式儲能是比較普遍的商業模式，業界也比較認可。輔助調頻服務主要是輔助火電廠調頻，通過獲得電網獎勵和降低罰款，從而獲得收益。
作為較早開展這一服務的地區，2017年，國家能源局山西監管辦出臺了鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關政策，積極推動儲能試點工作在山西落地實施。先后有3家電廠開展了AGC儲能（9兆瓦/4.5兆瓦時）輔助調頻系統項目，目前各項目開展良好，實際運行中按照兩個細則中火電機組參與輔助服務有關條款進行考核，按照調頻輔助服務市場規則獲得收益。
在此基礎上，明確了儲能參與輔助服務市場的2種模式：聯合式（聯合發電側、用電側設備參與電網調節）、獨立式（獨立并網，接受調度指令參與電網調節）。今年以來，又確定了11家試點單位，其中聯合調頻項目試點9家，獨立儲能項目試點2家。其中，該辦按照集團裝機的分配原則，先后確定了7家發電集團、9家發電企業開展容量為9兆瓦/4.5兆瓦時的儲能聯合火電參與調頻輔助服務試點工作，不斷擴大儲能輔助調頻服務范圍。
作為峰谷電價差套利模式，江蘇開展的最早。不僅客戶側儲能建設規模在國內遙遙領先，并積極推動客戶側儲能示范工程和項目推廣應用，建成全省客戶側儲能電站的監控與互動平臺。截止今年6月，全省已建成39座客戶側儲能電站，總容量42兆瓦/287兆瓦時。其中，應用于削峰填谷的儲能電站18座，裝機容量37兆瓦，占總裝機容量的88.1%；目前在建客戶側儲能項目39個，總量97兆瓦/744兆瓦時。
用戶作為客戶側儲能電站的所有者，自主投資建設和運行儲能電站，為自己的用電企業供電。用戶根據峰谷電價情況，自主操作儲能電站進行充放電，從峰谷電價差獲利。跟大規?？稍偕茉唇Y合的大型儲能電站，主要是發揮儲能在增加可再生能源上網電量上的放大效應，使可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升，增加上網電量，從而獲得收益。
以西北地區為例。截至2017年底，西北區域已投運電化學儲能項目約100MW,其中青海規模最大，達到65MW,是全國已投運電化學儲能項目容量最大的省份。相比全國來看，西北區域一是由于用戶側峰谷價差相對東部省區偏低，幫助工商業用戶節省電費的空間不大，因此用戶側儲能規模較?。欢?ldquo;兩個細則”對于AGC的補償公式不同于華北電網，目前還沒有應用于調頻的儲能項目。西北的電儲能項目則主要分布在集中式可再生能源并網領域，安裝在光伏電站或風場內，解決可再生能源發電受限問題。
政策支撐日趨有力
為促進儲能技術與產業發展，近年來國家相繼出臺了一系列政策措施，為儲能發展提供了日趨良好的外部環境。2015年3月，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》要求，適應電網調峰、調頻等輔助服務新要求，按照“誰受益、誰承擔”的原則建立輔助服務分擔共享新機制。而調峰、調頻服務正是電儲能優勢所在，“誰受益、誰承擔”為電儲能參與輔助服務指明了原則和路徑。
為解決“三北”地區調峰、調頻需求的增加和棄風、棄光問題，2016年國家能源局出臺了《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償市場機制試點工作的通知》，以建立電儲能參與的輔助服務共享分攤新機制，充分發揮電儲能技術在電力調峰、調頻方面的優勢，文件的出臺，極大地推動了我國電儲能產業走向商業化的進程。
同年，國家發展改革委、國家能源局相繼聯合印發了《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》、《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》，將“先進儲能技術創新”作為未來一個時期我國能源技術革命創新的重點任務之一、提出推動集中式與分布式儲能協同發展，實現集中式（主要是發電側）儲能系統與新能源、電網的協調優化運行，實現分散式（主要是用戶側）儲能設備的混合配置、高效管理、友好并網。
2017年9月，國家發改委、國家能源局等五部委《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》發布，明確總體要求、重點任務、保障措施，提出把“促進儲能技術和產業發展”作為實現我國從能源大國向能源強國轉變和經濟提質增效的技術支撐、產業保障，強力提振市場信心。
去年5月，國家發改委發布的28個“首批新能源微電網示范項目名單”中，有25個項目增加了電儲能或儲能單元，這也預示儲能將成為能源互聯網新型能源利用模式的關鍵支撐技術，凸顯了儲能的市場主體地位及其在能源結構轉型中的重要性。政策明確的導向性、便捷的可操作性，促進了儲能的市場化發展不斷加快。
繼去年9月廣東省出臺蓄冷電價，明確適用范圍、峰平谷電價方式后，今年初，南方能源監管局發布《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》，將電化學儲能電站納入管理，儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行標準為0.05萬元/兆瓦時的補償，為儲能產業發展提供了可靠的政策保障，在業內引起良好反響。
目前，東北、福建、甘肅、新疆、山西、南方區域等省和地區都出臺輔助服務市場相關文件，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調峰調頻輔助服務。
儲能產業發展面臨的挑戰與思路對策
作為推動我國能源結構調整的關鍵支撐技術，儲能的發展已受到政府機構、行業協會、大型能源企業、電網公司、系統集成商、檢測認證機構等業界力量的重視，但作為新興技術，儲能在商業化道路上，仍面臨一系列的挑戰。
現階段儲能技術在新能源發電并網與電網側應用的系統集成技術有待優化、項目投資匯報周期長、商業模式不清晰、標準體系不健全；在電力輔助服務市場和用戶側的應用雖具備初步盈利可能性，但市場空間狹小，市場機制沒有形成，儲能的應用價值難以得到合理補償。
對照五部委下發的促進儲能技術與產業發展的指導意見和儲能在新一輪能源革命、轉型發展中的使命責任，儲能，還有很長很遠的路要走。
從各地儲能發展情況來看，下述問題尤需關注。
一是在發電側尚不具備獨立的輔助服務提供商身份
國內目前的主要運營方式是與發電機組聯合，即將儲能設施安裝在發電廠內，從系統來看是作為發電企業的一部分，利用快速充放電特性優化發電機組的AGC性能，獲得系統輔助服務補償，或者是存儲、釋放新能源棄風棄光電量，增加新能源上網電量獲益，相比國外發電側儲能設施主要以獨立身份參與市場的情況，這些模式都不是作為獨立市場主體運營的，限制了儲能技術的運行靈活性、不利于從全系統角度優化配置和調用儲能。
建議 從政策上盡快給儲能明確身份，頒發證照，明確獨立儲能設施并網、接入、歸調的方式，允許其作為獨立市場主體開展運營，以更好地激發市場主體活力。
二是部分儲能試點模式不能盈利
以山西為例。在輔助服務補償力度較小、用電側參與輔助服務機制未完善及峰谷電價較小的背景下，儲能參與電力輔助服務市場的模式中，目前僅聯合發電側模式具備盈利條件，儲能聯合用電側無法參與輔助服務市場且山西峰谷電價較小尚無法盈利，獨立儲能由于投資較大，單純市場價格無法滿足盈利需求。
建議 為改變這一現狀，相關部門應盡快出臺一些鼓勵性政策，支持儲能試點工作開展。 同時，積極研究如何擴大輔助服務資金來源以及建立電力用戶參與輔助服務分擔共享機制，讓市場能夠接受更多像儲能這樣的輔助服務供應主體。
三是有利于儲能發揮技術優勢的電力市場機制尚未形成
長遠來看，開放、規范、完善的電力市場是儲能技術真正發揮優勢的舞臺?，F在儲能企業運營艱難，主要是因為儲能的多元價值沒有在價格當中完全體現。目前國內市場尚在建設、推進過程中，交易品種有限、規則有待完善，不利于充分體現儲能的技術優勢和市場價值。儲能除了削峰填谷的貢獻之外，更為重要的是提高電能質量的貢獻，對于可再生能源企業、電網、電力用戶均有益處，但目前沒有人為此支付成本。
建議 國家層面應加快推進電力現貨市場、輔助服務市場等市場建設進度，通過市場機制體現電能量和各類輔助服務的合理價值，給儲能技術提供發揮優勢的平臺。
四是儲能設備并網運行相關標準和安全規范不健全
目前國內尚無儲能設施涉網相關技術標準和安全規范，個別地區亦發生過電池組起火的事故，給行業安全發展敲響了警鐘。應盡快建立健全相關法律法規，為儲能產業健康有序發展提供保障。積極開展儲能創新應用政策試點，破除設備接入、主體身份、數據交互、交易機制等方面的政策壁壘，研究制定適應儲能新模式發展特點的金融、保險等相關政策法規。加強儲能安全與環保政策法規及標準體系建設，研究建立儲能產品生產者責任延伸制度。
建議 鼓勵儲能系統開發采用標準化、通用性及易拆解的結構設計，協商開放儲能控制系統接口和通訊協議等利于回收利用的相關信息，盡快完善出臺儲能設備并網運行相關標準和安全規范，促進行業有序發展。
五是電化學儲能產業市場規模弱小，與新時期國家加快能源結構調整和產業升級的要求仍有較大差距
目前，我國電化學儲能尚處在發展的初級階段，在現有的市場化的電力定價方式及交易體系下，其價值難以通過市場交易獲得收益，成為制約我國儲能產業特別是電化學儲能發展的最主要的原因。應在更多可再生發電項目中規劃配置電化學儲能系統，提高風能、太陽能等可再生能源的消納水平。
建議 在建設風能和太陽能電站時，配置一定比例的儲能設備，從而改善風光電站的并網質量，促進清潔能源的消納，并在加裝儲能系統的風能、太陽能電站項目上，給予投資方面的政策支持。完善電力輔助服務市場機制和價格機制。
建立適宜電化學儲能發展的市場機制和電價機制，在調頻、調峰、后備電源、黑啟動、需求側響應等多種輔助服務方面，充分體現儲能的市場價值。
結 語
儲能是我國推進能源革命的重要戰略支撐，技術層面總體上已經初步具備了產業化的基礎。加快儲能技術與產業發展，對于構建“清潔低碳、安全高效”的現代能源產業體系，帶動從材料制備到系統集成全產業鏈發展，成為提升產業發展水平、推動經濟社會發展的新動能有著重要的意義。
當下，業界已普遍認為即將迎來儲能產業發展的風口。只要把握機遇，利用好體量優勢，儲能未來可期。中國能源研究會儲能專委會主任陳海生指出：目前，大規模新型儲能的成本正在快速降低，總體的價值已經跟傳統的抽水蓄能可比，行業到了爆發的臨界點，去年儲能行業“春風乍起”，今年儲能的“春天正在到來”。儲能，正處在這個“春天的風口”，不疾不徐，沒有一日千里的浮躁，獨居星辰大海的未來！
儲能，則是其中不可替代的力量。
儲能是推動能源更替的關鍵技術
推動儲能發展是實現能源綠色發展的內在邏輯
落實綠色發展理念，加強生態文明建設，確保實現2020年、2030年非化石能源消費占一次能源比重15%、20%的戰略目標，化石能源進入全面存量替代的階段；到2050年時，在一次能源消費中的比重達到60%，在電力消費中的比重達到80%，成為能源供應的主體力量，確保我國在此之前全面完成能源轉型。實現這一宏偉目標，就必須大力發展風電、光伏產業。截至2017年底，我國風電裝機新增15 GW，累計達到164GW，光伏發電新增裝機53 GW，總規模達到130 GW，無論是增速還是總量繼續穩居世界第一。
但由于風電、光伏本身的不穩定以及消納難等原因，棄風、棄光始終沒有很好的解決，居高不下的棄風、棄光率成為行業發展繞不開的難題，成為當下制約光伏、風電取得進一步發展的首要因素。而要從根本上解決棄風棄光問題，儲能是必不可少的一項技術，為有望徹底解決棄風棄光問題提供了可能。
當光伏電站、風電站配備了儲能系統，不僅可以對暫時無法消納的電力進行儲存，避免棄光棄風，還可以保障天氣變化時電站的正常供電。國家發改委、國家能源局五部委在促進儲能技術與產業發展的指導意見中指出，儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電力及微網，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術。
推動儲能發展是實現風光健康發展的關鍵支撐
在以風、光為重點的可再生能源高速發展的過程中，儲能的作用可謂大矣。一則，風電、光伏特別是分布式光伏的快速發展，為儲能市場開辟了光明的前景。二則，棄風、棄光依然是制約行業健康發展的難題。二者相伴相生、既制約又促進，使得儲能成為新能源市場未來發展的關鍵。
從全國來看，2017年棄風棄光雖然有一定程度緩解，但數字依然不容樂觀。棄風率下降超過10個百分點的甘肅，其棄風率依然高達33%；新疆等地的棄光率亦在20%以上。國家能源局的數字表明，今年上半年，經過多方施策，全國棄風、棄光率分別下降到8.7%、3.6%，同比分別下降5和3.2個百分點。在各地電網負荷屢創新高的大環境下，這樣的數字越發說明了棄風棄光之痼疾難除。
而儲能不僅平滑風電機組的輸出功率，增強電網的穩定性、安全性，同時，在增加可再生能源上網電量上還有一個放大效應或杠桿效應。實踐證明，1個兆瓦時的儲能電量可以提高2-3個兆瓦時甚至更多兆瓦時的可再生能源上網電量。因為它能使得可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升。儲能能夠促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同，是構建能源互聯網，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎和關鍵支撐。
推動儲能發展是提高能源綜合利用效率的必由之路
統計表明，我國風電裝機是美國的2倍，但發電量僅僅比美國高出20%。除去設備、技術等因素外，綜合效率低是造成發電量低的根本原因。大量的棄風、棄光，造成了發電資產的過度閑置，降低了可再生能源的綜合利用效率。
有數字表明，2017年，作為我國西部光伏重鎮陜西、青海、寧夏三地棄光電量19.87億千瓦時，棄光率7.69%，陜西一省棄光率高達13%，棄光電量達7億千瓦時之多。正因為棄光嚴重，個別地區新增光伏裝機幾乎陷入了停滯。全面構建以可再生能源為主體的現代能源體系是新時代能源發展的藍圖，隨著大規?？稍偕茉唇尤腚娋W并有效消納，通過儲能來提高能源特別是可再生能源的綜合利用效率，是實現力爭到2035年，我國能源需求的增量全部可由清潔能源提供、2050年前我國全面完成能源轉型的必然選擇，任重道遠，勢在必行。
我國儲能產業呈現多元、快速發展的良好態勢
儲能在我國雖然尚未進入大規模爆發階段，但隨著國家相關政策的出臺、體制機制的不斷完善，市場主體活力的激發，特別是去年以來伴隨著分布式光伏的躍進，我國儲能市場增長很快，在用戶側應用發展尤為迅速。
發展規模不斷壯大
截至2017年，我國儲能項目累計裝機規模32.8 GW，其中，2017年新增2217.9MW，當年新增化學儲能項目鋰電占比48%，鉛蓄占比52%，抽水蓄能裝機世界第一。來自中國能源研究會的統計，用戶側新增裝機規模占2017年新投運電化學儲能項目裝機的59%，同時在集中式可再生能源并網以及電力輔助服務領域都實現了新的增長。
目前，我國化學儲能總規模在美國、韓國之后，位居世界第三，呈現快速上升勢頭。作為化學儲能產業鏈上的重要一環，來自全球最大負極材料供應商寧波杉杉新材料科技有限公司的數字表明，近年來公司銷售量增速一直保持在30%的高位，今年更是現爆發性增長，4萬噸的產能已呈飽和狀態。專家預測，我國化學儲能2020年將達到1.6GW，蓄熱蓄能2020年達到1GW。根據《可再生能源“十三五”規劃》的目標，到2020年，我國光伏發電裝機將達到105GW（目前已遠遠超過這一目標），風電達到210GW。
根據預測，按照平均10%左右的儲能配套來估計，在“十三五”期間我國僅風光電站配套儲能的市場空間就有30GW以上；加上更大規模的用戶側及調頻市場，儲能市場規模有望超過60GW。面對巨大市場空間，我國儲能產業將迎來風口。
商業模式比較多樣
近年來，隨著分布式光伏的大發展，大規模新型儲能的應用前景似乎更加光明，極大地刺激了儲能的需求。目前儲能主要應用于分布式發電及微網儲能系統，占總裝機規模的56%，其次是可再生能源開發。在集中式可再生能源發電領域，儲能主要應用于解決棄風、棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務。
從全國來看，比較成熟的商業模式大致分為四類：分布式儲能、輔助調頻服務、結合大規?？稍偕茉吹拇笮蛢δ茈娬?、峰谷電價差套利模式。分布式儲能是比較普遍的商業模式，業界也比較認可。輔助調頻服務主要是輔助火電廠調頻，通過獲得電網獎勵和降低罰款，從而獲得收益。
作為較早開展這一服務的地區，2017年，國家能源局山西監管辦出臺了鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關政策，積極推動儲能試點工作在山西落地實施。先后有3家電廠開展了AGC儲能（9兆瓦/4.5兆瓦時）輔助調頻系統項目，目前各項目開展良好，實際運行中按照兩個細則中火電機組參與輔助服務有關條款進行考核，按照調頻輔助服務市場規則獲得收益。
在此基礎上，明確了儲能參與輔助服務市場的2種模式：聯合式（聯合發電側、用電側設備參與電網調節）、獨立式（獨立并網，接受調度指令參與電網調節）。今年以來，又確定了11家試點單位，其中聯合調頻項目試點9家，獨立儲能項目試點2家。其中，該辦按照集團裝機的分配原則，先后確定了7家發電集團、9家發電企業開展容量為9兆瓦/4.5兆瓦時的儲能聯合火電參與調頻輔助服務試點工作，不斷擴大儲能輔助調頻服務范圍。
作為峰谷電價差套利模式，江蘇開展的最早。不僅客戶側儲能建設規模在國內遙遙領先，并積極推動客戶側儲能示范工程和項目推廣應用，建成全省客戶側儲能電站的監控與互動平臺。截止今年6月，全省已建成39座客戶側儲能電站，總容量42兆瓦/287兆瓦時。其中，應用于削峰填谷的儲能電站18座，裝機容量37兆瓦，占總裝機容量的88.1%；目前在建客戶側儲能項目39個，總量97兆瓦/744兆瓦時。
用戶作為客戶側儲能電站的所有者，自主投資建設和運行儲能電站，為自己的用電企業供電。用戶根據峰谷電價情況，自主操作儲能電站進行充放電，從峰谷電價差獲利。跟大規?？稍偕茉唇Y合的大型儲能電站，主要是發揮儲能在增加可再生能源上網電量上的放大效應，使可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升，增加上網電量，從而獲得收益。
以西北地區為例。截至2017年底，西北區域已投運電化學儲能項目約100MW,其中青海規模最大，達到65MW,是全國已投運電化學儲能項目容量最大的省份。相比全國來看，西北區域一是由于用戶側峰谷價差相對東部省區偏低，幫助工商業用戶節省電費的空間不大，因此用戶側儲能規模較?。欢?ldquo;兩個細則”對于AGC的補償公式不同于華北電網，目前還沒有應用于調頻的儲能項目。西北的電儲能項目則主要分布在集中式可再生能源并網領域，安裝在光伏電站或風場內，解決可再生能源發電受限問題。
政策支撐日趨有力
為促進儲能技術與產業發展，近年來國家相繼出臺了一系列政策措施，為儲能發展提供了日趨良好的外部環境。2015年3月，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》要求，適應電網調峰、調頻等輔助服務新要求，按照“誰受益、誰承擔”的原則建立輔助服務分擔共享新機制。而調峰、調頻服務正是電儲能優勢所在，“誰受益、誰承擔”為電儲能參與輔助服務指明了原則和路徑。
為解決“三北”地區調峰、調頻需求的增加和棄風、棄光問題，2016年國家能源局出臺了《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償市場機制試點工作的通知》，以建立電儲能參與的輔助服務共享分攤新機制，充分發揮電儲能技術在電力調峰、調頻方面的優勢，文件的出臺，極大地推動了我國電儲能產業走向商業化的進程。
同年，國家發展改革委、國家能源局相繼聯合印發了《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》、《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》，將“先進儲能技術創新”作為未來一個時期我國能源技術革命創新的重點任務之一、提出推動集中式與分布式儲能協同發展，實現集中式（主要是發電側）儲能系統與新能源、電網的協調優化運行，實現分散式（主要是用戶側）儲能設備的混合配置、高效管理、友好并網。
2017年9月，國家發改委、國家能源局等五部委《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》發布，明確總體要求、重點任務、保障措施，提出把“促進儲能技術和產業發展”作為實現我國從能源大國向能源強國轉變和經濟提質增效的技術支撐、產業保障，強力提振市場信心。
去年5月，國家發改委發布的28個“首批新能源微電網示范項目名單”中，有25個項目增加了電儲能或儲能單元，這也預示儲能將成為能源互聯網新型能源利用模式的關鍵支撐技術，凸顯了儲能的市場主體地位及其在能源結構轉型中的重要性。政策明確的導向性、便捷的可操作性，促進了儲能的市場化發展不斷加快。
繼去年9月廣東省出臺蓄冷電價，明確適用范圍、峰平谷電價方式后，今年初，南方能源監管局發布《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》，將電化學儲能電站納入管理，儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行標準為0.05萬元/兆瓦時的補償，為儲能產業發展提供了可靠的政策保障，在業內引起良好反響。
目前，東北、福建、甘肅、新疆、山西、南方區域等省和地區都出臺輔助服務市場相關文件，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調峰調頻輔助服務。
儲能產業發展面臨的挑戰與思路對策
作為推動我國能源結構調整的關鍵支撐技術，儲能的發展已受到政府機構、行業協會、大型能源企業、電網公司、系統集成商、檢測認證機構等業界力量的重視，但作為新興技術，儲能在商業化道路上，仍面臨一系列的挑戰。
現階段儲能技術在新能源發電并網與電網側應用的系統集成技術有待優化、項目投資匯報周期長、商業模式不清晰、標準體系不健全；在電力輔助服務市場和用戶側的應用雖具備初步盈利可能性，但市場空間狹小，市場機制沒有形成，儲能的應用價值難以得到合理補償。
對照五部委下發的促進儲能技術與產業發展的指導意見和儲能在新一輪能源革命、轉型發展中的使命責任，儲能，還有很長很遠的路要走。
從各地儲能發展情況來看，下述問題尤需關注。
一是在發電側尚不具備獨立的輔助服務提供商身份
國內目前的主要運營方式是與發電機組聯合，即將儲能設施安裝在發電廠內，從系統來看是作為發電企業的一部分，利用快速充放電特性優化發電機組的AGC性能，獲得系統輔助服務補償，或者是存儲、釋放新能源棄風棄光電量，增加新能源上網電量獲益，相比國外發電側儲能設施主要以獨立身份參與市場的情況，這些模式都不是作為獨立市場主體運營的，限制了儲能技術的運行靈活性、不利于從全系統角度優化配置和調用儲能。
建議 從政策上盡快給儲能明確身份，頒發證照，明確獨立儲能設施并網、接入、歸調的方式，允許其作為獨立市場主體開展運營，以更好地激發市場主體活力。
二是部分儲能試點模式不能盈利
以山西為例。在輔助服務補償力度較小、用電側參與輔助服務機制未完善及峰谷電價較小的背景下，儲能參與電力輔助服務市場的模式中，目前僅聯合發電側模式具備盈利條件，儲能聯合用電側無法參與輔助服務市場且山西峰谷電價較小尚無法盈利，獨立儲能由于投資較大，單純市場價格無法滿足盈利需求。
建議 為改變這一現狀，相關部門應盡快出臺一些鼓勵性政策，支持儲能試點工作開展。 同時，積極研究如何擴大輔助服務資金來源以及建立電力用戶參與輔助服務分擔共享機制，讓市場能夠接受更多像儲能這樣的輔助服務供應主體。
三是有利于儲能發揮技術優勢的電力市場機制尚未形成
長遠來看，開放、規范、完善的電力市場是儲能技術真正發揮優勢的舞臺?，F在儲能企業運營艱難，主要是因為儲能的多元價值沒有在價格當中完全體現。目前國內市場尚在建設、推進過程中，交易品種有限、規則有待完善，不利于充分體現儲能的技術優勢和市場價值。儲能除了削峰填谷的貢獻之外，更為重要的是提高電能質量的貢獻，對于可再生能源企業、電網、電力用戶均有益處，但目前沒有人為此支付成本。
建議 國家層面應加快推進電力現貨市場、輔助服務市場等市場建設進度，通過市場機制體現電能量和各類輔助服務的合理價值，給儲能技術提供發揮優勢的平臺。
四是儲能設備并網運行相關標準和安全規范不健全
目前國內尚無儲能設施涉網相關技術標準和安全規范，個別地區亦發生過電池組起火的事故，給行業安全發展敲響了警鐘。應盡快建立健全相關法律法規，為儲能產業健康有序發展提供保障。積極開展儲能創新應用政策試點，破除設備接入、主體身份、數據交互、交易機制等方面的政策壁壘，研究制定適應儲能新模式發展特點的金融、保險等相關政策法規。加強儲能安全與環保政策法規及標準體系建設，研究建立儲能產品生產者責任延伸制度。
建議 鼓勵儲能系統開發采用標準化、通用性及易拆解的結構設計，協商開放儲能控制系統接口和通訊協議等利于回收利用的相關信息，盡快完善出臺儲能設備并網運行相關標準和安全規范，促進行業有序發展。
五是電化學儲能產業市場規模弱小，與新時期國家加快能源結構調整和產業升級的要求仍有較大差距
目前，我國電化學儲能尚處在發展的初級階段，在現有的市場化的電力定價方式及交易體系下，其價值難以通過市場交易獲得收益，成為制約我國儲能產業特別是電化學儲能發展的最主要的原因。應在更多可再生發電項目中規劃配置電化學儲能系統，提高風能、太陽能等可再生能源的消納水平。
建議 在建設風能和太陽能電站時，配置一定比例的儲能設備，從而改善風光電站的并網質量，促進清潔能源的消納，并在加裝儲能系統的風能、太陽能電站項目上，給予投資方面的政策支持。完善電力輔助服務市場機制和價格機制。
建立適宜電化學儲能發展的市場機制和電價機制，在調頻、調峰、后備電源、黑啟動、需求側響應等多種輔助服務方面，充分體現儲能的市場價值。
結 語
儲能是我國推進能源革命的重要戰略支撐，技術層面總體上已經初步具備了產業化的基礎。加快儲能技術與產業發展，對于構建“清潔低碳、安全高效”的現代能源產業體系，帶動從材料制備到系統集成全產業鏈發展，成為提升產業發展水平、推動經濟社會發展的新動能有著重要的意義。
當下，業界已普遍認為即將迎來儲能產業發展的風口。只要把握機遇，利用好體量優勢，儲能未來可期。中國能源研究會儲能專委會主任陳海生指出：目前，大規模新型儲能的成本正在快速降低，總體的價值已經跟傳統的抽水蓄能可比，行業到了爆發的臨界點，去年儲能行業“春風乍起”，今年儲能的“春天正在到來”。儲能，正處在這個“春天的風口”，不疾不徐，沒有一日千里的浮躁，獨居星辰大海的未來！
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