中国能源资讯网2017年10月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了储能发展路径与应用前景。随着储能成本的不断下降，这一政策的出台极大地推动了储能的发展。今年迎峰度夏期间，由于经济稳中向好、“煤改电”项目持续推进、高温天气持续，各省电力缺口急剧扩大，储能便成为了继光伏之后各企业竞相角逐的又一新目标。
储能系统辅助火电调频在三北地区现商机
储能系统广泛应用于电力系统发、输、配、用各个环节，典型应用领域主要包括：发电侧、辅助服务、电网侧、可再生能源领域和用户侧。根据中关村储能技术联盟数据，截至2017年底，从全球已投运的电化学储能项目的应用分布上来看，辅助服务领域的累计规模最大，占比约为34%，集中式可再生能源并网和用户侧领域分列二、三位，占比分别为28%和18%。
与会专家指出，目前储能的投资回收期比较长，一般是7~10年左右，经济性不是很好，但目前储能在调频领域的收益很好，其调频能力相当于火电调频的20倍。以中国电力科学研究院运营的山西电网的储能调频电站示范项目为例，每年可增收1500万~2000万元的收益。改造废弃的火电厂作为储能电站，不失为一种有效途径。
储能调频如果想要赢利，与会专家认为还应注意以下几点：一是选对机组，一般要大于300兆瓦的火电机组;二是选对地方，如选取东北、华北有调频政策细则出台的地区;三是储能参与调频后，收益分成比以3:7分成较为常见。其次，新能源发电领域的“光储一体化”项目效果也不错。加入储能系统可以平滑光伏功率输出、跟踪计划出力、减少弃光，提高光伏并网电能质量。
磷酸铁锂和铅碳电池技术经济性具备商业化拐点
在所有储能技术中，除抽水蓄能外，电化学储能是发展最快、相对成熟的储能技术。据中关村储能技术联盟数据显示，截至2017年，全球投运的储能项目累计装机规模175.4吉瓦，电化学储能累计装机达到了2926.6兆瓦，其中抽水蓄能占96%、化学储能占1.7%、储热占1.5%。电化学储能中，锂离子电池和钠硫电池占比最大，分别为76%和13%。其次是铅蓄电池、液流电池、超级电容，分别为7%、3%、0.2%。截至2017年，我国投运储能项目累计装机规模28.9吉瓦，电化学储能项目累计装机389.8兆瓦;新增投运电化学储能项目121兆瓦，规划、在建电化学储能项目705.3兆瓦。目前，我国的储能主要是抽水蓄能，占99%。电化学储能中以锂离子电池和铅蓄电池为主，锂离子电池占58%、铅蓄电池占36%，其次是液流电池占4%、超级电容占2%，以及少部分钠硫电池。预计到2020年，电化学储能累计装机将达到1.78吉瓦。专家认为，目前磷酸铁锂和铅碳电池的技术经济性已经具备商业化拐点。其次，电池梯次利用以及后期回收可以考虑早作布局。
用户侧储能技术应用初具商业模式
就用户侧储能应用，专家表示主要包括：一是削峰填谷，降低电量电费;二是通过控制最大需量，降低基本电费;三是参与政府需求侧管理，提升增值收益;四是无功补偿，提高电能质量。目前，杭州中恒云能源互联网技术有限公司参与的钱江锂电智慧园区分布式储能系统、江苏溧阳电动汽车退役电池储能系统、英特尔数据 中心储能解决方案、杭州富阳智慧工厂微电网项目、温州北麂岛离网微网项目、广州供电局花都光储充电站项目均已落地，其主要的商业模式为EMC、EPC和BOT三种。专家表示，目前用户侧储能应用领域已具有一定经济性。“投资+运营”的商业模式比较普遍，即产权归资方并由其负责全生命周期运营，当峰谷价差大于0.75元时，具备盈利条件，而目前用户侧储能潜在盈利点主要是参与需求响应和参与调峰调频。
储能领域催生新投资热点
此外，与会专家也指出了储能领域的几个投资热点，主要包括：一是辅助火电调频。如美国9兆瓦的飞轮储能调频示范项目，储能占整个电网调频容量的3.3%，但是完成了整个电网23.8%的调频任务量。石景山、山西等示范工程，通过储能系统与火电机组的配合，机组Kp值得到了大幅提升。
二是光储电站一体化。如他们在格尔木的新能源光储电站项目运行效果不错。相对于单独的光伏发电，加入储能系统后，光储联合跟踪调度误差明显减小，储能系统提高了光伏发电跟踪调度计划的能力;特定时间段内，光储跟踪误差小于5%的概率基本达到90%以上。
三是大型独立储能电站，如废弃火电改造工程等。
四是动力电池梯次利用。王思透露，目前国家相关部门拟出台措施扶持汽车动力电池梯次利用，这标志着国家针对新能源汽车的扶持政策开始关注“后方市场”。而且，目前动力电池梯次利用在技术、经济性、标准方面均已具备可行性。
五是通讯基站后备电源利用。
六是方舱式载体。由于光伏风电资源富集区风沙天气严重，东部沿海负荷集中区盐雾腐蚀严重，为方舱式移动储能系统带来了商业机遇。这种储能系统具有防沙能力强、耐盐雾、安装周期短、占地面积小的特点，解决了之前的弊端。
