想全面了解储能？你需要知道这些

1、储能的定义与分类

从字面意义就可以看出，“储能”即“能量的存储”，指将电能、热能、机械能等不同形式的能源转化成其他形式的能量存储起来，在需要时将其转化成所需要的能量形式释放出去。

电池是最常见的储能设备，不过本文探讨的“储能系统”技术复杂度更高、规模更大。一般来说，储能系统可以分为以下五大类：

抽水蓄能是目前发展最成熟、装机容量最大的储能技术，即利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能可为电力系统提供调峰、调频、事故备用等多种辅助服务。

除抽水蓄能外，电化学储能是发展最快的储能技术。其中锂离子电池具有明显的相对优势，锂电池中的各种细分种类如磷酸铁锂和三元电池等各有优劣，目前还难分伯仲。

2000-2017中国储能市场累计装机规模

数据来源：中关村储能产业联盟

2、储能在电力系统中的应用价值

众所周知，电力系统的特性是发输配用各环节必须保持实时平衡，而储能的出现为电力系统提供了更多的灵活性，在不同环节、不同时点加入储能可以发展出多种应用模式。

很多机构、学者对储能的应用模式给出了多种分类，本文按接入环节分为发电侧、电网侧、用电侧三类，此外储能还可以为系统提供辅助服务。

从目前国内的实际情况来看，实现了商业化应用的两种主要模式为储能与火电机组联合调频与用户侧峰谷套利。

储能与火电机组联合参与调频辅助服务得益于储能的响应时间短、调节精度高，可显著提高火电机组的调节性能，从而获得更多的辅助服务补偿。全球首例火电和储能联合调频项目是北京睿能世纪公司2013年在北京石景山热电投运的2MW储能项目，改造后的发电机组AGC调频性能跃居京津唐电网第一名，之后该公司又在山西分别投运了两个9MW的储能调频项目，从技术和经济性上验证了该模式的可行性。

由于江苏省的峰谷价差较高、可以灵活核定容量电费，用户侧储能在江苏省发展得最为成熟。据测算，在峰谷价差不低于0.75元/度电的前提下，用户侧储能项目的静态投资回收期一般在7-9年。但由于目前的盈利模式较为单一，即主要依靠峰谷价差套利，用户侧储能的经济性较差，投资吸引力不强。

3、国内主要储能政策

2017年10月份，国家发改委发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是我国首个针对大规模储能技术及应用发展的指导性政策。《意见》明确提出未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。

国家能源局发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》是将储能与电改结合起来的一个重要文件。文件提出鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施，鼓励储能参与调峰调频辅助服务。

在辅助服务推进过程中，各试点辅助服务市场运营规则中都或多或少提及了储能，不过只有南方能监局和山西能监办专门出台了针对储能的政策：《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》及《关于鼓励电储能参与山西调峰调频辅助服务有关事项的通知》。

电网公司层面，2017年9月国网江苏省电力公司发布了《客户侧储能系统并网管理规定》(试行)，这是国内首个关于客户侧储能并网的管理规范，代表着电网公司开始与用户侧储能形成良好互动。

4、储能的发展趋势

整体来看，储能的价值得到越来越多的认可，针对储能的讨论也愈加火热，但目前的储能项目还在示范阶段，离商业化、规模化应用还很远。

曾经储能提供商都在热切盼望能够像光伏、电动汽车一样得到国家补贴的支持，但随着电动汽车补贴退坡、531政策之后光伏行业一片哀嚎，储能企业也应该回归理性。国家补贴?

现阶段储能企业面临的困难，一是技术能力有待提高，电池充放电性能、安全稳定性、废电池处理问题都有待进一步解决。二是缺乏有效的市场机制和价格策略，储能还未在电力市场中体现出足够的价值。

因此储能企业能做的主要是：提高技术水平、追踪市场进展。一旦现货市场建成，单纯的峰谷价差套利可以演变成分时价差套利，储能的利用空间随之增大;在成熟的辅助服务市场中，储能几乎可以参与所有的辅助服务品种并获得相应收益;随着需求侧响应、微电网等项目的深度推进，储能的地位也将提升，成为系统中重要的灵活性资源。