产业发展面临多重困扰 目前仍是政策市场

储能产业看似繁花似锦，但目前绝大部分应用属于示范应用，主要目的是验证技术指标和使用效果，从2015年开始才逐步出现商用的储能项目。2016年至2020年，随着国家解决“弃风、弃光”政策显现成效，储能将从示范走向商用。

大规模风电、光伏并网以及分布式能源是储能Zui大的需求方，这就决定了国家电网和发电企业是目前储能电站的买单人。但由于储能电池的寿命、安全性以及经济性等问题，目前电网和发电企业于试验，还不愿意大规模垫资。

上海空间电源研究所副总工程师汤卫平表示，当前驱动储能发展的主要动力是国家政策机制，但是缺乏实质的支持力度和政策导向。

目前我国仍处于储能产业化的初级阶段，未来将处于多种储能技术并存的状态，锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池等，在不同的应用领域将有不同的优势。由于技术不成熟、成本过高、政策扶持欠缺，加上商业模式不清晰，我国储能产业并未形成商业化。

国家电网对储能的技术指标为，电池循环寿命在5000次以上，价格在1500元/kWh以下，效率在80%以上。业内人士表示，以目前的技术水平来看，短期内无法达到此指标。而储能市场也因产品开发周期长、资金投入大、生产力要求高，中小型企业难以企及，注定成为国企等大型电池厂商的争锋之地。

冒进做储能、动力电池的新进企业将面临洗牌。电动汽车和大型电站储能采用锂电池成本都比较高，另外产业涉及的面比较广，初期投资比较大，产品面市后推向市场用户接受度不高，至少10年内电动汽车和大型储能仍将是政策市场。

从全球来讲，储能技术仍处于起步阶段，尚未真正形成产业格局和商业市场。相比国外在储能领域十多年的技术和政策机制积累，我们的差距还比较大。

国外的并网已经很成熟，国内的逆变器都是小企业在做，大企业嫌市场小、利润低而不愿做，但是小企业的技术水平又难以保证。

除了储能系统和并网等技术问题，还需有应用端的数据积累和商业运作模式的分析策划。储能电站的商业化运作，首先需要确立经济运行的模式，包括确立峰谷电价差收益与单位循环寿命造价两者之间的差值关系衡量经济性模式，确立单位循环寿命造价的计算方法，这些都有待研究。

大型储能电站建设初期投资较大，运行经验不足，无完善的标准可依，所以大多潜在的客户处于观望状态。而储能企业经过多年持续投入，普遍处于亏损状态，资金压力非常大。一方面是尚未成熟的市场，一方面是仍需要加大投入的现状，这是储能企业目前普遍面临的严重问题。谁能先将技术做成熟，先将成本降下来，才有机会领先实现商业化，抢占主流市场。

微电网建设初现雏形 机遇与挑战并存

2015年7月，国家能源局对外发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》提出，要加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制。

微电网是基于局部配电网而建设，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补的智慧型能源综合利用局域网，其具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡。

微电网代表了未来能源发展趋势。微电网提高了电力系统面临突发灾难时的抗灾能力，有助于电网灾变时对重要负荷持续供电。通过有效协调控制，减少了分布式电源并网对大电网产生的各种扰动，使分布式电源并网所产生的负面问题迎刃而解。

据悉，未来我国将组织100个新能源示范城市、200个绿色能源县、30个新能源微网示范工程建设，创建可再生能源利用综合示范区。