自去年10月份五部委聯合簽發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》以來，社會各界對于“儲能”關注度日益提升。

盡管國家層面大規模補貼政策并未出臺，儲能產業還面臨技術、成本以及商業模式探索等問題，但內在需求的不斷延伸和驅動，如電廠自身調峰調頻壓力的與日俱增、可再生能源的快速發展所帶來的電網消納困難繼而導致棄風棄光嚴重等問題，都推動著整個儲能行業不斷向前發展。

相對于物理儲能，以鉛蓄、鋰電、全釩液流電池為代表的電化學儲能優勢明顯。

以下是我對儲能產業的幾點看法：

1政策暖風吹起，儲能商業化可期

去年10月11日，國家發展改革委、財政部、科學技術部、工業和信息化部、國家能源局五部委聯合簽發的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》正式公布。該指導意見是我國最大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策，確立了我國儲能產業從短期到長期的發展方向以及近10年的發展目標，是我國儲能產業里程碑式的綱領性政策文件。

《意見》提出，“十三五”期間要大力推廣試點示范項目，建立儲能技術標準體系，實現儲能由研發示范向商業化初期過渡;在“十四五”期間實現商業化初期向規模化發展轉變。

2內在需求巨大，各應用端或將持續發力

儲能在電力系統中的應用包括發電側、輸電側及配電側，可廣泛應用于可再生能源并網、電網調峰調頻、用戶側存儲及分布式微網建設等各個方面。我們看好儲能在電力輔助服務市場和新能源發電配套上的應用。

電改政策加碼，電力輔助服務空間進一步打開

去年11月，國家能源局發布了《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》。《方案》強調了全面實施跨省跨區電力輔助服務補償，鼓勵采用競爭方式確定服務承擔機組、按服務效果補償、鼓勵儲能設備及需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務等。《方案》的提出進一步還原了電力商品屬性，深化了電力行業的市場化改革。

今年1月，南方電網監管局發布《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，對充電電量進行補償，具體補償標準為500元/兆瓦時。該補償標準的出爐在業內引起了巨大的反響。

而另一方面，我國社會用電結構變化也在擴大儲能調峰需求。伴隨著供給側改革的深入以及國內經濟水平的發展，高能耗的傳統產業逐漸被低能耗的新興產業替代，第二產業用電比重不斷下降，而第三產業和居民用電比重不斷上升，導致日夜用電峰谷差加大，電站調峰的壓力越來越大。

儲能設備調峰相對于傳統火電機組調峰調頻優勢明顯。隨著今后電力市場的不斷開放，如果能夠深入參與到電力輔助服務市場，不但可以緩解儲能電站的運營難度，更能促進新技術的研發和推廣。

分布式光伏迅猛發展，“光儲充”潛力巨大

去年12月22日，國家發改委發布《關于2018年光伏發電項目價格政策的通知》，其中“自發自用、余電上網”模式的分布式發電收益下調幅度僅為5%，遠低于集中式電站標桿電價12-15%的降幅，一定程度上表明了政府對分布式發展的政策傾斜。

無論是頂層設計的影響或是市場需求的驅使，我國光伏產業正在逐漸從集中式向分布式發展。2017年我國新增光伏發電裝機53.06GW，增幅達53.6%，其中分布式光伏呈現爆發式增長，全年新增裝機19.44GW，為2016年同期新增規模的4.6倍，占2017年總新增裝機的比重為36.64%。

分布式光伏發電裝機主要集中于浙江、山東、安徽三省，新增裝機同比增長均在2倍以上。自2016年9月份浙江出臺《關于推進浙江省百萬家庭屋頂光伏工程建設的實施意見》以來，其家庭屋頂光伏并網戶數已位居全國之首。雖然分布式光伏能夠有效地優化光伏能源布局，但是它規模小、數量多、建設分散，并網會對電網穩定性造成不良的影響。因此，以“光伏+儲能”的模式，利用儲能技術的優勢穩定供電，通過有效的能量管控可以提高電網運行的穩定性并增加經濟性。

此外，峰谷價差套利也是當前儲能應用較普遍的商業模式，一般由儲能企業為大工業用電企業提供儲能設備，承擔設備的安裝和運維，儲能企業以用電企業降低的容量電費和節省的峰谷價差電費為收入。盡管儲能設備前期投入較大、成本回收周期較長，但這種商業模式一定程度提高了用電企業安裝儲能設備的積極性，有利于儲能的推廣。

3電化學儲能技術百花齊放，“降本提效”是關鍵

我國儲能產業經過十多年的發展，目前正從小規模研究示范向商業化初期過度發展。與最成熟的抽水蓄能物理儲能方式相比，電化學儲能具有設備機動性好、響應速度快、能量密度高和循環效率高等優勢，是當前國內外儲能研究的熱點。據儲能聯盟的不完全統計，2017年，全球新增投運電化學儲能項目的功率規模為914.1MW，同比增速超過20%;國內新增121MW，同比增速超過15%，技術上基本以鉛蓄電池和鋰離子電池為主。

鉛蓄/鉛炭電池

傳統的鉛蓄電池憑借著安全可靠、容量大、性價比高等優點，時至今日，在二次電源應用領域仍然占有一定的份額。近年來，一些新興的鉛酸技術也在興起，最具代表性的是鉛炭電池，其一定程度上彌補了傳統鉛酸電池比能量低、壽命短等缺點，使之大規模應用在儲能領域成為可能。鉛炭電池技術的核心是在負極引入活性炭，使得電池兼具鉛酸電池和超級電容器的優點，大流量充放電性能和循環壽命得到顯著提升。基于一百余年發展所積累的成熟技術體系和產業鏈，先進的鉛酸電池受益于相對較低的生產成本，有望率先在大規模儲能領域實現商業化。國內相關代表企業南都電源、圣陽電源等。

鋰離子電池

受益于新能源汽車補貼政策支持，過去幾年，動力鋰電需求拉動了整個鋰離子電池產業的快速發展。鋰電技術路線較多，儲能應用更注重安全性和長期成本，從這個角度看，磷酸鐵鋰電池是現階段各類鋰電池較為適合用于儲能的技術路線。目前已投建的鋰電儲能項目大多也采用這一技術。近年來，國內動力鋰電行業競爭激烈，下游整車廠對性能和價格需求倒逼鋰電技術快速進步，同時主要廠商產能不斷擴張，規模效應顯現，鋰電池生產成本不斷下降，儲能經濟性有了很大提高。此外，使用退役動力鋰電池進行儲能的梯次利用也具備一定的發展前景。國內相關代表企業比亞迪、陽光三星等。

全釩液流電池

液流電池具有充放電性能好、循環壽命長的特點，加之其功率和容量相互獨立，安全性能好，適合大規模儲能應用。全釩液流電池是目前研究和應用最廣泛的液流電池技術。目前，全球范圍內共安裝50余套全釩電池系統。當前全釩系統的成本約在4500-6000元/KWh，遠高于鉛炭、鋰電等電化學儲能技術，制約了全釩液流電池的商業化，主要原因在于核心組件離子交換膜及電解液等材料的成本較高。我國在全釩液流電池上的技術研發及應用上走在世界前列。國內代表企業大連融科。

據測算，儲能市場化成本目標約為1000-1500元/KWh。目前鉛蓄、鋰電等主流儲能技術的建設成本在2000-3000元/KWh，預計到“十四五”期間，這一數值有望下降到1500元/KWh，從而為儲能技術的大規模商業化應用奠定基礎。