被业内看作能源最后一公里的储能，早在风电、光伏炙手可热之际，成为行业关注的焦点。

　　近年来，我国相继出台了一系列储能支持政策，积极推动先进储能技术应用，提高可再生能源系统的消纳能力和能源利用效率。据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库不完全统计，截至2015年底，中国储能市场的累计装机量（2000-2015年）为21.9GW，其中抽水蓄能为21.8GW；电化学储能项目装机106MW，与2012年的4%相比，有大幅提升。近五年，中国电化学储能市场的增速明显高于全球市场，年复合增长率（2010-2015年）为110%，是全球市场的6倍。

　　厦门大学林伯强表示，应抓住储能技术处于突破前夕的机会，利用产业规模与市场优势，推进各种技术的电池储能研究与产业结合，争取在其他国家的前面，早日实现电池储能大规模应用。

　　储能备受关注

　　一直以来，世界各国都很重视储能技术在清洁能源上的运用。

　　美国能源部通过税收减免、财政补贴以及直接赠予等方式鼓励私人企业在储能和新能源领域上的投入。政府希望通过应用储能技术加强智能电网可靠性，提升效率以促进新能源的发展。以主要依赖能源进口的夏威夷为例，为了摆脱窘境，其法律明确规定到2030年，电能和地面交通所用电力的70%必须来自清洁能源，其中40%必须来自本地可再生能源。夏威夷新能源储能项目如雨后春笋，其中就包含21兆瓦风电场以及相应配套的储能电站。近日，美国能源部(DOE)又宣布消息称，将拿出近1010万美元对电网储能技术发展给予大力支持。

　　经历2011年福岛核事故以后的日本，同样将户用储能作为产业扶植的重点，随之开展许多项目以降低储能成本，其中就涉及风电项目。

　　除了美国和日本已经在储能领域研究先试先行的国家外，欧洲地区如德国在推动储能产业动作频频。

　　尝试光伏+储能

　　2013年以来，储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中，在中国市场这一现象尤为突出。据CNESA不完全统计，分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%。究其原因，主要有四点：国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴；分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与；从国际经验看分布式能源发电的最终目标是自发自用，储能的应用必不可少；光储模式存在很多创新点和潜在盈利机会，是投融资机构最关注和乐于参与的领域。

　　从应用广泛性和经济性角度看，我国光储模式的发展还有较大的努力空间。首先，我国的光伏发电要想成长为一个可持续发展的新能源产业，就必须完善政策和补贴措施、创新商业和融资模式。目前国内主流分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，即项目业主自有资本金+银行融资的模式，新的融资渠道拓展有限，尚未形成光伏资产和社会资本之间的对接，通过产业投资基金撬动项目开发的模式仍处于讨论阶段。其次，从储能参与光伏项目角度看，由于缺乏储能相关政策支持，且储能成本较高，使得合理配备储能的项目不具备盈利性，也缺乏收益点来吸引资本市场的投入。最后，用户侧储能的一些附加价值，例如，利用较大的峰谷差实现低存高卖的套利、通过参与需求响应获得额外收益等短期内在我国也很难实现。

　　中国面临困境

　　在我国政府部门的推动下，以电力网络为核心的能源互联网体系的建设将是未来的发展重点。能源互联网的发展将助力储能技术的广泛应用，并实现装机规模的高速发展。此外，在能源互联网中，不仅是储电技术，储热、储气、储氢技术等都将起到重要作用。与能源消费革命、电力改革相结合，近期我国有望在分布式能源、微网、需求侧管理、合同能源管理、基于数据的能源服务等领域率先实现能源与互联网的初步融合。但储能行业仍然存在诸多待解难题。

　　市场机制不健全。中国储能产业起步晚，最近五年国家才开始重视。北美、日本20年前就有了储能方面的产业政策，也都已经形成了各自的运行机制。目前，国内已经有了一些地区性规定，提供了一些发展机会和市场模式，但离整体产业的健康发展还有很大距离。储能企业希望未来这些规定能够上升到政策层面，真正纳入到电力体制改革，成为一个法规，这样可以提高投资方参与的可靠性，也可以尽量减少投资风险。

　　储能设备还需要提高可靠性。如果电池储能不能使用10年以上，对于电力系统调节来讲没有意义。如果寿命问题和安全性解决不了，谈价格也没有意义。在运营风电、光电中，我们不需要1:1的储能配备，按照10~15%配就可以了。如果天气预报预估风电的误差是20%，那么配上15%的储能，就可以提高发电效率，提升电网稳定性。