储能产业：“冰”与“火”的较量
- 2019/3/25 15:50:24
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- 关键词:新能源电化学储能
其中，美国、中国、日本的发展挤入世界前三。欧洲、印度、澳大利亚等紧随其后，加入市场瓜分行列。
据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)储能项目库的不完全统计，2018年中国累计投运储能项目规模为1018.5MW/2912.3MWh。截至2018年底，累计投运电化学储能装机规模达到4868.3MW/10739.2MWh，功率规模同比增长65%。2018年，电网侧储能应用规模爆发，将中国储能市场送入“GW/GWh”时代。可想而知，中国的储能行业发展前景广阔，但由于起步较晚，发展较快，短时间内存在的缺点仍被人所诟病。
解决技术瓶颈，实现规模化推广
技术的突破需要长期的实践。在我国，比较成熟的储能技术是抽水蓄能和铅酸电池，技术进步快的是电化学储能，其中以液流电池、锂离子电池和钠硫电池为显著。
根据全国工商联能源商会储能专业委员会统计，截至2010年底，我国电力储能(90%以上为抽水蓄能)总装机约为16345MW，约占我国电力总装机容量的1.7%，约占电力储能总装机的13%。
值得注意的是，就整体而言，在实际生产中储能产业使用的电池主要以中低端的镍氢动力电池和铅酸电池为主，更大容量的液流电池、锂离子电池、超级电容器等领域的关键技术由于缺乏政策支持，进行商业化运作和大规模运用仍有困难。另外，部分储能技术如磷酸铁力、液流电池等真正的大规模工业化适用刚刚开始，产业化水平很低。
电池系统的性能和成本是影响技术突破的瓶颈，解决好这一问题，储能的规模化推广和应用之路将变得明朗。
探索可持续商业模式
目前，储能的商业模式主要有峰谷电价差套利、辅助调频服务收费、配合可再生能源建设大型储能电站、分布式储能应用等。业内人士认为，多数储能项目依靠短期调频调峰以及峰谷电价套利，而峰谷电价差套利依赖于电价水平，调频补偿机制目前仍不健全，这样的商业模式无法长久发展。
在美国的分布式光伏的投资建设中，2005至2009年基本上都是业主自投，也就是所谓的现金购买模式，而自2009至2015年，租赁及PPA模式则是前期投资建设的主要手段，这种模式的优点包括客户不用投资、客户立刻省钱、客户没有风险以及第三方解决补贴和抵税；如今，美国除了拥有租赁、PPA金融模式，还有客户贷款，可以帮助客户省钱更多，客户也可以随时升级、换组件、加储能、卖或拆系统。
中国也应当依据国情积极探索一条可持续发展新模式。
引导企业调整思路
储能产业很多项目存在资金不足。但十分诡异的现象在于，这些项目的投资成本普遍偏高，资本很难进入，投资者对于储能价值判断不足以及对项目存在风险担忧过高，使得项目融资困难，社会资本进入储能市场受到阻碍。新形势下，政府需要充当宏观调控角色，引导市场和行业调整发展思路，促进储能产业吸纳资本。
据了解，我国电化学储能累计装机规模预计在2020年迈入一个更大的发展阶段，预计在2025年有望达到24 GW左右。储能产业已经具备千亿级别以上的市场拓展潜力，储能产业目前处于蹒跚学步时期，求稳不求快。如何磐涅重生，众人拭目以待。
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