过去30年，中国经历了高速的经济发展，但也为此付出了沉重的环境代价，能源转型迫在眉睫。伴随我国新能源产业的迅速发展，储能技术及其产业的发展日渐成为各方关注的重点。
　　世界各国都很重视储能领域的投资。预计2014年到2020年，仅中国电网级储能市场规模就将超过100亿美元。这是全联新能源商会和汉能集团日前发布《全球新能源发展报告2014》下称《报告》中的一项重要结论。
　　储能应用主要集中在可再生能源发电移峰、分布式能源及微电网、电力辅助服务、电力质量调频、电动汽车充换电等，是解决新能源电力储存的关键，也因此备受企业青睐。
　　但在技术路线众多的前提下，谁能在经济性、工艺上突围，才是抢占市场的关键。
　　国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰表示：“真正影响未来能源大格局的就是储能技术，一旦储能技术能够突破了，其他的都好解决。”
　　据中关村储能产业技术联盟项目库不完全统计，从2000年～2013年底，中国共有76个规划、在建和已投运的储能项目(不含抽蓄、储热及压缩空气)。其中，已投运的项目在电力系统的累计装机量为53.7MW，占全球装机规模的7%。2011年，由于国家风光储输示范项目的开展，装机规模增速大幅提升，同比2010年增长了百倍。
　  中央千人计划国家特聘专家，中国电力科学院配电网规划与资产管理首席专家马钊表示，储能技术是电力系统、能源结构优化以及电能生产消费变革的重要支撑性技术。它可以对未来智能电网提供各种不可或缺的实际应用。储能技术将是未来智能电网的重要组成部分，涉及其建设的各个主要环节。同时，储能技术在接纳风电、太阳能发电等间歇性新能源入网方面也发挥着不可或缺的重要作用。发展储能技术的重要意义还包括削峰填谷、调节节约能源、提高电力电网系统效率延迟建设投资、保证电力电网系统安全等方面。
    能源变革的迫切需求
　　储能技术已被视为电网运行过程中―采、发、输、配、用、储六大环节中的重要组成部分。系统中引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。储能技术的应用必将在传统的电力系统设计、规划、调度、控制等方面带来重大变革。
　　近几十年来，储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力、电讯等部门的重视。电能可以转换为化学能、势能、动能、电磁能等形态存储，按照其具体方式可分为物理、电磁、电化学和相变储能四大类型。其中物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能;电磁储能包括超导、超级电容和高能密度电容储能;电化学储能包括铅酸、镍氢、镍镉、锂离子、钠硫和液流等电池储能; 相变储能包括冰蓄冷储能等。
　　化石能源呈逐年下降趋势，化石能源在整个 20 世纪所占的份额均在93%以上，其中煤炭能源占为主要部分，2050 年化石能源份额将减至 70%以下。
　　对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。
　　日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100年～120年、30年～50年和18年～30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。
　　储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。
　　我国现有系统中储能主要分布在新疆、青海和四川。仍能源分布可见能，容量仅占总装机容量1.7%左右，远没有达到东部地区京、津、冀、鲁、苏、沪、浙、闽、粤的合理水平，且尚未建立用于瞬态电能质量管理。近20年来，我国由于系统失稳造成的大停电。事故已达140余起，每次损失数千万元乃至数亿。因此，迫切需要建立起以多点储能装置支撑东西部资源发展不均，有效地支持电网的系统电压和频率，稳定我国特有的电力系统结构。
　　当前我国储能技术的现实需求有如下几方面：
    1.风力发电
　  风力发电自身所固有的随机性、间歇性特征，决定了其规模化发展必然会对电网安全运行带来显著影响，另外风力发电往往在后半夜进入发电高峰，而此时正是用电低谷，所以弃风现象严重。因此必须要有先进的大容量储能技术做支撑，以稳定风机输出，且能错时发电，提高风力发电机组的利用率，降低损耗。
　　研究表明，如果风电装机占装机总量的比例在10%以内，依靠传统电网技术以及增加水电、燃气机组等手段基本可以保证电网安全;但如果所占比例达到20%甚至更高，电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战。目前为了减少对电网的冲击，每一台风机需要配备其功率4%的后备蓄电池。另外还需要大约相当于其功率1%的蓄电池用于紧急情况时收风叶以保护风机。电网对风电输出平稳性的要求已成为风电发展的瓶颈。随着风电的快速发展，风电与电网的矛盾越来越突出。如果需要平滑风电90%以上的电力输出，需要为风电场配置20%左右额定功率的储能电池;如果希望风电场还能具有削峰填谷的功能，将需要配备相当于40-50%功率的动态储能电池;如果风机离网发电，则需要更大比例的动态储能电池。
　　中国风能协会预计2020年中国风电装机会突破150GW，将占到全国发电量的10%左右。
　　风电产业的快速发展，特别是我国的多数风电场属于“大规模集中开发、远距离输送”，对电网的运行和控制提出了严峻挑战。大容量储能产品成为解决电网与风电之间矛盾的关键因素。即使按照风电调控最低要求计算，5%的风电储能比例，2009年储能电池的需求就将达到1GW，2020年储能电池的需求将达到5GW;如果需要平滑90%以上的风电输出，储能电池的需求还要增加3倍以上。
    2.光伏发电
　　光伏发电是显著受天气影响的，对于目前大型光伏发电场主要是并网发电，但总的说来装机容量在电网中所占比例非常小，其波动可以忽略不计。但随着时间推移，其所占比例越来越大之后，不得不考虑储能技术以平滑其输出，减小对电网的影响。
　　目前来说，光伏发电对储能电池的需求更多体现在离网型光储或风光储项目上。
    3.电网调峰调频
　　由于我国电力系统煤电比例较高，核电不参与调峰，水电、燃气发电等调峰较好的电源所占比例较低，造成电力系统安全运行和调控管理困难。系统的调峰调频也成为限制电网接受清洁能源的一个主要因素。
　　为应对城市尖峰负荷，电力系统每年都要新增大量投资用于电网和电源后备容量建设，但利用率却非常低。以上海为例，2004年～2006年间，为解决全市每年只有183.25小时的尖峰负荷，仅对电网侧的投资每年就超过200亿元，而为此形成的输配电能力的年平均利用率不到2%。东北风电在发展中首先面临的也是调峰和调频的问题，需要储能技术企业、发电企业和电网公司共同承担责任并解决调峰问题。
　　电网调峰的主要手段一直是抽水蓄能电站。由于抽水蓄能电站需建上、下两个水库，受地理条件限制较大，在平原地区不合适。采用大容量储能电池的小型调峰系统从微观角度多点调峰，不受地理条件限制，可大可小设计灵活，是抽水蓄能电站的有益补充。
    4.通讯基站
　　通信基站和通信机房需要蓄电池作为后备电源，且时间通常不能少于10小时。对通讯运营商来讲，安全稳定可靠和使用寿命是最重要的，在这一领域，流体钒电池有着铅酸电池无法比拟的先天优势：寿命长，维护简单，能量存储稳定、控制精确、自放电少，可便捷调整能量的存储量，总体使用成本低。
　　通信网络中的基站动力系统中通常使用柴油发电机，在停电时提供长时间动力。柴油机在备用动力系统投资中占了很大一部分，而且需要持续不断的机械维护以保证其可靠性;在实际应用中，柴油机的利用率很低，因此其单位时间的使用成本比较高;系统中经常使用的铅酸电池由于自放电的原因，也需要经常维护。流体钒电池完全可以替代动力系统中的铅酸电池和柴油机的动力组合，提供高可靠性的直流电源的能量存储解决方案。流体钒电池还可以很好地与网络通信领域使用的地理分布很广、数量众多的太阳能电池进行很好的匹配，替代目前太阳能供电系统中通常使用的铅酸电池，降低维护量，减少成本，提高生产率。
    5.分布式电站
　　大型电网自身的缺陷，难以保障电力供应的质量、效率、安全可靠性要求，对于重要单位和企业，往往需要双电源甚至多电源作为备份和保障。分布式电站可以减少或避免由于电网故障或各种意外事件造成的断电。医院、指挥控制中心、数据处理和通讯中心、商业大楼、娱乐中心、政府要害部门、制药和化学材料工业、精密制造工业等领域是分布式电站发展的重点领域，流体钒电池可以在分布式电站的发展中发挥重要作用。
　　对于目前很多远离主电网的场合，如海岛、哨所、采矿采油井、移动牧场、野外施工地等，对风光储一体化电站解决方案也提出了真实的需求。
　　构建智能电网的关键技术
　　在人类现代文明的发展中，电网是迄今为止建造的最复杂的系统工程之一，从发电，输电，配电直到用电，电网与国民经济和我们普通百姓的日常生活无不息息相关。但目前实际状况是：一方面传统电网存在智能化程度低、运行效率低等诸多亟待解决的问题，另一方面又面临全球范围内气候变暖、能源短缺的窘况。2003年，美国能源部组织相关专家对电力工业的现状和未来进行反思和展望，提出了“智能电网”的概念。中国国家电网公司也明确提出了在2020年之前分三个阶段实施智能电网建设的具体规划。
　　发展智能电网的目标是建设节能、环保、高效、可靠、稳定的现代化电网，其中与之相配套的一个很重要的核心环节就是发展大规模的电力储能技术。
　　储能是智能电网、可再生能源接入、分布式发电、微电网以及电动汽车发展必不可少的支撑技术，可以有效地实现需求侧管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，可以提高电力设备运行效率、降低供电成本，还可以作为促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。智能电网的构建促进储能技术升级、推动储能需求尤其是大规模储能需求的快速增长，从而带来相应的投资机会。
　　随着储能技术的大量应用必将在传统的电力系统设计、规划、调度、控制方面带来变革。储能技术关系到国计民生，具有越来越重要的经济价值和社会价值，目前储能在中国的发展刚刚起步。国家应该尽快研究储能技术的相关产业标准，加强储能技术基础研究的投入，切实鼓励技术创新，掌握自主知识产权;从规模储能技术发展起始阶段就重视环境因素，防治环境污染;充分发挥储能在节能减排方面的作用，把对新能源的鼓励政策延伸到储能环节。近年来，我国电网峰谷差逐年增大，多数电网的高峰负荷增长幅度在10%左右，甚至更高。而低谷负荷的增长幅度则维持在5%甚至更低。峰谷差的增加幅度大于负荷的增长幅度，在电网中引入储能系统成为了实现电网调峰的迫切需求。
　　储能技术拥有广泛的应用前景，但实现规模化储能当前仍是一个世界性难题。目前，我国约有40个储能示范项目，而规模在1000千瓦级的项目为数不多。这些储能项目多起到示范、探索性作用，并不具备产业化意义。
　　由于我国的能源中心和电力负荷中心距离跨度大，电力系统一直遵循着大电网、大电机的发展方向，按照集中输配电模式运行，随着可再生能源发电的飞速发展和社会对电能质量要求的不断提高，储能技术应用前景广阔。储能技术主要的应用方向有：风力发电与光伏发电互补系统组成的局域网，用于偏远地区供电、工厂及办公楼供电;通信系统中作为不间断电源和应急电能系统;风力发电和光伏发电系统的并网电能质量调整;作为大规模电力存储和负荷调峰手段;电动汽车储能装置;作为国家重要部门的大型后备电源等。随着储能技术的不断进步，安全性好、效率高、清洁环保、寿命长、成本低、能量密度大的储能技术将不断涌现，必将带动整个电力行业产业链的快速发展，创造巨大的经济效益和社会效益。
　　国家电网公司近期确定的智能电网重点投资领域中包括了大量储能应用领域，如发电领域的风力发电和光伏发电中应用储能技术项目，配电领域储能技术，电动汽车充放电技术等。无论是风电还是太阳能发电，其自身都具有随机性和间歇性特征，其装机容量的快速增长必对电网调峰和系统安全带来不利影响，所以，必须要有可靠的储能技术作为支撑和缓冲。先进储能技术能够在很大程度上解决新能源发电的波动性问题，使风电及太阳能发电大规模的安全并入电网。
　　并网逆变器作为光伏电池与电网的接口装置，将光伏电池的直流电能转换成交流电能并传输到电网上，在光伏并网发电系统中起着至关重要的作用。并网逆变器性能对于系统的效率、可靠性，系统的寿命及降低光伏发电成本至关重要。
　　储能技术发展有利于推进风电就地消纳，在当前产业梯度转移的大背景下，可考虑在大型风电基地附近布局供热、高耗能产业，同时加快建立风电场与这些大电力用户和电力系统的协调运行机制。国家电网近期确定的智能电网重点投资领域中包括了大量储能应用：发电领域如风光并网及储能项目，配电领域如储能技术、电动汽车充电和配电自动化等。
　　根据国家关于新能源产业的规划，预计到2020年，国家将累计投资3万亿元大力发展可再生能源。届时，我国可再生能源在全部能源消费中将达到15%。按照市场普遍预期，2020年我国电力装机达到1500GW，风电占比10%，即150GW。配套储能装置的功率按照风电装机容量的15%计算，约为22.5GW。如果储能装置单位千瓦造价按照4000元/kW计算，至2020年的10年间，储能市场规模约为900亿元。
　　这是一笔庞大的投资，但这笔投资无论如何都得考虑其经济性。目前的锂离子电池寿命一般为5年，摊薄至每年的投资接近400亿元。倘若这个配备比例提高10个百分点，则摊薄至每年的投资将达到600亿元，况且这还不算每年新增的风电规模机组和其他可再生能源。
　　积极开发新能源和储能技术，减少人类对化石能源的依赖，已成为业界和科技界研究的热门课题。在可再生能源中，风能和太阳能因来源丰富、取之不尽、用之不竭，并在利用过程中无环境污染或污染很小而特别引起关注，但风能和太阳能存在间歇性、不稳定性和不可控性等缺陷，为保证其供电的均衡性和连续性，储能装置成为风力发电、光伏发电系统的关键配套部件。因此，在利用太阳能和风能的同时，必须重视储能技术的开发。近年来，特别是在《中华人民共和国可再生能源法》出台之后，我国风力发电和光伏发电产业发展迅速，但大规模发展新能源仍存在技术瓶颈，主要是风力发电、光伏发电的并网技术、发电的间歇性问题需要成熟的储能技术加以解决。因此，在新能源装机容量提升的同时，必须同步提升储能容量，有效地改善其电能输出质量。
　　北京大学先进电池技术研究所执行所长邓楠先生表示，可再生能源的特点决定了这种能源要大规模的应用必须依赖于智能电网和储能技术的发展，而我国在智能电网领域已经取得了发展。
　　首先建立大容量电力储能装置对电网的合理使用能起“削峰填谷”作用，即通过储存电网夜间用电低谷时充足的闲余电能，然后到白天用电高峰时反馈输出平抑，这样可大大提高发电设备的利用效率，为国家节约巨额投资。我们知道为应对因城市发展出现的用电快速递增而造成电网不堪负荷的状况，电力系统每年都要新增大量投资用于为电网扩充容量的基本建设，但实际利用率却非常低。以上海2004年～2006年间统计数据为例，为解决全市每年约200小时的高峰用电负荷，仅对电网侧的投资每年就超过200亿元之多，而为此形成的输配电能力的年平均利用率却不到2%，造成了很大的浪费。
　　其次大容量电力储能装置的建立和发展还对提高供电可靠性和电能质量起了关键作用。我们知道随着煤、石油等天然能源的日益枯竭和环境污染日趋恶化，极大地促进了世界各国竞相开发新能源，其中最具代表性的风能、太阳能等清洁能源发展极为迅速，但风能和太阳能发电受季节、气象和地域条件的影响，具有明显的不连续、不稳定性，发出的电力波动较大，可调节性差。这给传统电网带来了不少的麻烦。经测算，如果风力发电装机占电网容量比例达20%以上，则电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战，而电力储能技术恰恰就是在很大程度上解决了风力发电和太阳能发电的随机性、间隙性和波动性等问题，可以实现其发电的平滑输出，并能有效调节因发电引起的电网相关参数波动，使大规模风力发电和太阳能发电能方便可靠地并入常规电网。
　　综上所述，大力发展电力储能技术，为智能电网配套建设大规模高效储能装置，这既可以缓解发电与用电的时差矛盾，又可以解决风能和太阳能等间歇式可再生能源发电直接并网对电网的冲击，调节电能质量。很明显电力储能技术的重要性不容置疑。没有电力储能，智能电网的实现是根本不可能的，并且随着可再生能源发电技术的快速发展，电力储能技术必将成为电网安全、稳定、高效运行必不可少的技术支撑，具有非常巨大的潜在市场。
　　当然电力储能现还存在着需要解决的这样那样问题，在技术上还有待于进一步地完善和提高，尤其对储能电池来说，其性能提高和成本降低将是影响储能产业发展的最为关键因素。我们深信前途是光明的，道路是曲折的，只要我们坚持不懈地去为之努力，电力储能应用的辉煌明天就一定会早日到来。
　　储能技术任重道远
　　李俊峰表示，储能技术的发展目前有两个方面可以着重推广。一是电动汽车，储能电池在电动汽车上的应用，可能是我们提高质量降低成本的一个重要途径。二是我们的低成本大容量电源电池。国家电网在华北专门进行了风光储各种电池技术的测试。但是现在看来远远不够，可能还要考虑一些更可靠的，更安全的储能技术。同时还必须是低成本的，所以我们储能技术现在来看它是任重道远。
　　智能电网必然需要储能系统来提高接纳能力，抑制功率波动。某电网的内部人士告诉记者，发展智能电网，储能方面的问题比较大。一是储能容量有限。“调峰的时候处理用电量小的用户，储能容量还可以保证，但是给想调节用电大户的供电，比如大型工业企业，就很难做到。”他还表示，在技术层面上还存在储能效率方面的问题。“充电往往需要很长时间，而充、放电的时间与应急的要求也会存在矛盾。”
　　“在储能技术领域，国外特别是美国和日本研究起步早，成果多并有丰富的工程实际经验。由于国内研究起步晚，相关技术与国外还有差距，特别是在飞轮储能等先进储能系统方面经验还较欠缺。此外，在电力电子接口、储能系统高效转换等技术方面，国外也处于领先状态。”中国科学院院士程时杰表示。
　　目前大规模储能技术中只有抽水蓄能技术比较成熟，主要用于电网的调峰、调频以及应急保障，以及辅助核电站进行功率调节。但是，受地理环境、建设周期较长的约束，以及没有适当的价格政策，我国抽水蓄能电站装机比例小于欧日等国。为适应智能电网发展，降低可再生能源接入对电网的冲击，提高电网的“兼容性”，维护电网安全稳定运行，除发展抽水蓄能外，应大力发展布置灵活的电池储能技术，包括各类蓄电池，如锂离子电池、钠硫电池、液流电池以及超级电容器等。
　　中电普瑞科技有限公司电气工程师牛萌还表示，提出适合我国的大容量新能源及储能技术的技术标准体系将势在必行，严格的技术标准和规范化管理是驱动储能产业发展的重要动力。如西班牙等国就规定所有风电在上网前必须向电网提供风机出力曲线和发电短期预测曲线，误差不能超过一定比例，否则将受到惩罚。这会倒逼发电商主动采用预测技术和储能技术，从而实现新能源发电与电网建设的良性发展。但我国对新能源入网至今没有强制性的流程和技术要求，很多企业认为只要发出电，不论多少、优劣，电网就必须全额接收，在这种情况下，发电企业自然没有动力采用储能技术。因此需要制定完善的储能接入技术标准，推动大容量储能技术及其接入的产业化进程。
　　近两年，储能在中国市场的热点应用集中体现在分布式发电及微网、风电场、光伏电站储能和电动汽车领域。
　　分布式发电及微网主要应用在解决无电人口用电、孤岛微网等方面。随着分布式光伏暂行办法、解决无电地区人口用电问题等政策的出台，国家开展了一系列的分布式微网项目，如西藏阿里光伏储能项目、青海玉树分布式光水蓄互补系统、东福山岛风光储柴项目、南麂岛微网项目等。储能在该领域的迅速发展，既是偏远地区无电人口用电问题亟需解决的迫切市场需求，也是中国政府产业政策推动的结果。
　　用户端“光伏+储能”的模式也是近两年的热点，用户可以实现能源的自给自足，削减电费，同时还可用作应急电源。该模式在日本和德国的市场比较成熟，比亚迪、力神等国内厂商的产品也成功打入了这两个海外市场。而在国内，由于没有完善的补贴政策，初期投资较大，成本回收期较长，因此这一类的安装案例并不多，但随着未来相关政策的出台，以及储能成本的降低，“光伏+储能”在中国将有广阔的市场前景。
　　储能在风电场和光伏电站领域的应用，主要体现在降低高比例可再生能源并网的不稳定性，提高可再生能源发电的利用小时数，有效解决严重的“弃风”、“弃光”问题。2012年，国家能源局分别发布了风电和光伏发电的“十二五”规划，其中，要求风电到2015年的发展目标位为100GW，2020年为200GW;太阳能光伏发电到2015年的发展目标为35GW，2020年为50GW。规划在极大地促进可再生能源发电发展的同时，也给储能带来了很好的机遇。张北风光储输项目、卧牛石风电项目、煤窑山风电项目等都是近两年运行比较成功的案例。
　　2012年6月，国务院出台了新能源汽车产业发展规划，提出“到2015年，纯电动汽车和插电式混合动力汽车累计产销量力争达到50万辆;到2020年，纯电动汽车和插电式混合动力汽车生产能力达200万辆、累计产销量超过500万辆，燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展。”储能技术无论从新能源汽车动力电池的角度，还是未来新能源汽车与电网相关的应用角度都有较大的发展空间。目前，北京高安屯、青岛薛家岛都建成了大型的电动汽车充换储放一体化电站，此外，黑龙江、福建还建成了光储式充换电站，利用可再生能源的电力为电动汽车充电，降低电网压力。
　　除了上述领域，储能在调频领域的应用也值得关注，原国家电监会推行的“两个细则”已经为我国调频领域建立了一个“准市场”，尤其是在京津唐区域电网内，自动发电控制补偿的金额已经达到区域电量市场的0.3%左右。虽然相比美国几个主要ISO范围内0.7%～1.5%的比例，中国的AGC调频补偿金额还相对较少，但已经可以在此规则下开展一些商业化试点项目。
　　2013年9月16日，北京石景山热电厂2MW锂离子电池储能电力调频系统挂网运行，这是中国第一个以提供电网调频服务为主的兆瓦级储能系统示范项目，目的是验证储能在电力调频领域中的商业价值。尽管我国在调频辅助服务市场方面，与美国还有较大差距，但相信未来将有更多的储能企业能够看到调频领域的商业机会，参与到这一市场中来。
　　储能产业在我国还处于发展的初期阶段，虽然现阶段还没有与储能相关的政策体系和价格机制，但作为新兴产业，储能已越来越受到政府能源部门和科技部门的关注和支持。国家关于储能产业发展规划正在逐步建立中，应用示范的财政补贴也在逐步推进中。虽然还有许多问题有待解决，但在政府政策的支持下，储能厂商、电力系统和有关科研院所的共同努力下，中国储能产业将得到持续不断的发展。