自去年10月份五部委联合签发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》以来，社会各界对于“储能”关注度日益提升。

尽管国家层面大规模补贴政策并未出台，储能产业还面临技术、成本以及商业模式探索等问题，但内在需求的不断延伸和驱动，如电厂自身调峰调频压力的与日俱增、可再生能源的快速发展所带来的电网消纳困难继而导致弃风弃光严重等问题，都推动着整个储能行业不断向前发展。

相对于物理储能，以铅蓄、锂电、全钒液流电池为代表的电化学储能优势明显。

以下是我对储能产业的几点看法：

政策暖风吹起，储能商业化可期

去年10月11日，国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局五部委联合签发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》正式公布。该指导意见是我国大规模储能技术及应用发展的指导性政策，确立了我国储能产业从短期到长期的发展方向以及近10年的发展目标，是我国储能产业里程碑式的纲领性政策文件。

《意见》提出，“十三五”期间要大力推广试点示范项目，建立储能技术标准体系，实现储能由研发示范向商业化初期过渡;在“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。

内在需求巨大，各应用端或将持续发力

储能在电力系统中的应用包括发电侧、输电侧及配电侧，可广泛应用于可再生能源并网、电网调峰调频、用户侧存储及分布式微网建设等各个方面。我们看好储能在电力辅助服务市场和新能源发电配套上的应用。

电改政策加码，电力辅助服务空间进一步打开

去年11月，国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》。《方案》强调了全面实施跨省跨区电力辅助服务补偿，鼓励采用竞争方式确定服务承担机组、按服务效果补偿、鼓励储能设备及需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务等。《方案》的提出进一步还原了电力商品属性，深化了电力行业的市场化改革。

今年1月，南方电网监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为500元/兆瓦时。该补偿标准的出炉在业内引起了巨大的反响。

而另一方面，我国社会用电结构变化也在扩大储能调峰需求。伴随着供给侧改革的深入以及国内经济水平的发展，高能耗的传统产业逐渐被低能耗的新兴产业替代，第二产业用电比重不断下降，而第三产业和居民用电比重不断上升，导致日夜用电峰谷差加大，电站调峰的压力越来越大。

储能设备调峰相对于传统火电机组调峰调频优势明显。随着今后电力市场的不断开放，如果能够深入参与到电力辅助服务市场，不但可以缓解储能电站的运营难度，更能促进新技术的研发和推广。

分布式光伏迅猛发展，“光储充”潜力巨大

去年12月22日，国家发改委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，其中“自发自用、余电上网”模式的分布式发电收益下调幅度仅为5%，远低于集中式电站标杆电价12-15%的降幅，一定程度上表明了政府对分布式发展的政策倾斜。

无论是顶层设计的影响或是市场需求的驱使，我国光伏产业正在逐渐从集中式向分布式发展。2017年我国新增光伏发电装机53.06GW，增幅达53.6%，其中分布式光伏呈现爆发式增长，全年新增装机19.44GW，为2016年同期新增规模的4.6倍，占2017年总新增装机的比重为36.64%。

分布式光伏发电装机主要集中于浙江、山东、安徽三省，新增装机同比增长均在2倍以上。自2016年9月份浙江出台《关于推进浙江省百万家庭屋顶光伏工程建设的实施意见》以来，其家庭屋顶光伏并网户数已位居全国之首。虽然分布式光伏能够有效地优化光伏能源布局，但是它规模小、数量多、建设分散，并网会对电网稳定性造成不良的影响。因此，以“光伏+储能”的模式，利用储能技术的优势稳定供电，通过有效的能量管控可以提高电网运行的稳定性并增加经济性。

此外，峰谷价差套利也是当前储能应用较普遍的商业模式，一般由储能企业为大工业用电企业提供储能设备，承担设备的安装和运维，储能企业以用电企业降低的容量电费和节省的峰谷价差电费为收入。尽管储能设备前期投入较大、成本回收周期较长，但这种商业模式一定程度提高了用电企业安装储能设备的积极性，有利于储能的推广。

电化学储能技术百花齐放，“降本提效”是关键

我国储能产业经过十多年的发展，目前正从小规模研究示范向商业化初期过度发展。与成熟的抽水蓄能物理储能方式相比，电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等优势，是当前国内外储能研究的热点。据储能联盟的不完全统计，2017年，全球新增投运电化学储能项目的功率规模为914.1MW ，同比增速超过20%;国内新增121MW，同比增速超过15%，技术上基本以铅蓄电池和锂离子电池为主。

铅蓄/铅炭电池

传统的铅蓄电池凭借着安全可靠、容量大、性价比高等优点，时至今日，在二次电源应用领域仍然占有一定的份额。近年来，一些新兴的铅酸技术也在兴起，具代表性的是铅炭电池，其一定程度上弥补了传统铅酸电池比能量低、寿命短等缺点，使之大规模应用在储能领域成为可能。铅炭电池技术的核心是在负极引入活性炭，使得电池兼具铅酸电池和超级电容器的优点，大流量充放电性能和循环寿命得到显著提升。基于一百余年发展所积累的成熟技术体系和产业链，先进的铅酸电池受益于相对较低的生产成本，有望率先在大规模储能领域实现商业化。国内相关代表企业南都电源、圣阳电源等。

锂离子电池

受益于新能源汽车补贴政策支持，过去几年，动力锂电需求拉动了整个锂离子电池产业的快速发展。锂电技术路线较多，储能应用更注重安全性和长期成本，从这个角度看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂电池较为适合用于储能的技术路线。目前已投建的锂电储能项目大多也采用这一技术。近年来，国内动力锂电行业竞争激烈，下游整车厂对性能和价格需求倒逼锂电技术快速进步，同时主要厂商产能不断扩张，规模效应显现，锂电池生产成本不断下降，储能经济性有了很大提高。此外，使用退役动力锂电池进行储能的梯次利用也具备一定的发展前景。国内相关代表企业比亚迪、阳光三星等。

全钒液流电池

液流电池具有充放电性能好、循环寿命长的特点，加之其功率和容量相互独立，安全性能好，适合大规模储能应用。全钒液流电池是目前研究和应用广泛的液流电池技术。目前，全球范围内共安装50余套全钒电池系统。当前全钒系统的成本约在4500-6000元/KWh，远高于铅炭、锂电等电化学储能技术，制约了全钒液流电池的商业化，主要原因在于核心组件离子交换膜及电解液等材料的成本较高。我国在全钒液流电池上的技术研发及应用上走在世界前列。国内代表企业大连融科。

据测算，储能市场化成本目标约为1000-1500元/KWh。目前铅蓄、锂电等主流储能技术的建设成本在2000-3000元/KWh，预计到“十四五”期间，这一数值有望下降到1500元/KWh，从而为储能技术的大规模商业化应用奠定基础。