突破技术难关是商业化的关键

　　除了大型风光并网项目外，储能技术还广泛应用于分布式发电、微电网、通信基站和新能源汽车等领域。
　　中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截止到2013年底，全球储能累计装机容量达到736兆瓦，增速平稳。2014年第一季度，新增装机容量15兆瓦。在运行项目197个、规划和在建项目130，共计327个项目。在中国，截至2013年10月底，累计运行、在建及规划的项目总量近60个，装机规模超过75兆瓦。
　　目前来看，我国储能产业还处于发展的初期阶段，以应用示范为主。储能技术面临着成本、性能、技术选择、安全性等问题。“如果储能本身的技术性问题解决不了，商业推广就无从谈起，这是前提条件。”相关专家表示。
　　此外，我国还没有出台与储能相关的政策体系和价格机制，其中储能电站一次性资金投入基本都能算清楚，可是电站运行成本、维护成本和折旧成本仍没有清晰的界定标准，给储能技术应用的商业化运营带来巨大挑战。　　据悉，储能行业财政补贴有关政策、办法目前还比较少；示范项目缺乏持续跟踪和及时反馈，还没有明确的电价和成本核算体系和成本回收等行动方案；鼓励和吸引投融资方面的政策也显不足。专家建议，应制定相应的财政扶持政策，探索建立与电力市场化运营相配套的储能价格机制。
　　但中国电子信息产业发展研究院汪家红乐观地指出，目前，通讯基站储能领域已具备完全的商业化市场，伴随4G网络的快速建设，处于快速发展期，预计到2015市场规模会达到20亿元；国内孤岛微网等方面，已经初步具备商业化价值；伴随新能源汽车的普及程度的增加，充换储放一体作为新能源汽车运营的补充，商业化程度日益成熟，各种相关利好政策已经对市场释放出积极信号，吸引着比亚迪公司、珠海银通隆、中航锂电、天津力神等知名企业的参与和关注。
　　随着储能各种能源技术路线的逐渐成熟、储能成本的持续下降以及相关政策的逐步完善，电网对储能的需求有望逐步释放。高虎认为，分布式光伏发电应该鼓励自发自用余电上网，在备案管理和投融资商业模式方面还有待突破。在2030年欧盟气候和能源政策框架中指出，到2030年可再生能源在能源消费结构中的占比将提高到至少27%，储能是未来智能电网发展的必备技术。从2015年开始，储能技术将逐步开始商业化，2020年后，储能系统将成为电力生产运营的必备部分，预计2030年储能技术将进入大规模发展期。

　　全钒液流电池储能技术有突破

　　全钒液流电池储能系统的主要市场应用为太阳能、风能等可再生能源发电并网储能和智能电网储能，提高可再生能源接入能力，提高能源利用率。另外，储能系统还能用于国家重要部门如政府、医院、机场、军事指挥系统等作为备用电站，在非常时期保证稳定、及时的大功率、大容量电力供应。张华民研究员介绍了他们的研究成果，他说，我们经过10多年扎扎实实的创新研究，电解质溶液、电极双极板等电池核心材料都达到了规模化生产；原创性地开发出液流电池用高选择性、高稳定性、低成本的非氟离子传导膜，并正用于建设中的100 kW/500 kW应用示范工程；突破了大功率电堆设计制造技术、电池成组技术、电池管理控制技术及多系统耦合与综合能量管理控制技术。
　　他还介绍了国外目前的情况，美国加州公共事业委员会2013年9月3日做出决定（立法）。要求加州三大电力公司按照决定要求建设储能系统，截至2020年，建设1325 MW储能系统。其目的是增加加州风能、太阳能发电的接纳能力，提高电网稳定可靠性，改善管理及调控能力。 日本政府最近投入2亿美元在北海道建立15 MW/ 60 MW?h 全钒液流电池储能系统，用于电网调频、平衡负荷，提高对风电及光伏发电的接纳能力。
　　高虎认为，未来将以车用动力为重点，转变能源发展方式加快储能研发应用，加快智能电网及先进储能关键技术，同时加快材料和装备的研发以及系统集成的创新，加速创新成果转化，以改善风电、太阳能等间歇式能源特征。

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