“2015年开始，储能技术将逐步开始商业化，2020年后，储能系统将成为电力生产运营的必备部分，预计2030年储能技术将进入大规模发展期。” 国家发改委能源研究所再生能源发展中心副主任高虎在潍坊日前召开的2014年中国储能电池材料及技术大会上如是说，高虎认为：“尽管目前，可再生能源在能源系统中占比不高，但国家寄予了很高的期望，下一步将就储能创新的研发和产业化将给予更多的政策支持，可再生能源进一步的技术突破、发展和引领需要与储能技术创新相结合。” 此次会上，来自政府、大学、科研院所以及企业研发的多位代表纷纷介绍了目前储能新技术的发展状况。
　　解决弃风弃光率居高问题已迫在眉睫
　　近年来，我国多地频发严重雾霾天气，急待解决，这背后折射出的是以化石能源为主宰的发展方式已经超出了环境的承载负荷，发展风电、太阳能、潮汐能等清洁能源迫在眉睫，但是，风能、太阳能等可再生能源具有不连续、不稳定、不可控的非稳态特性，加之我国优质风、光自然资源分布与用电负荷重心分布之间的错位矛盾，弃风、弃光等影响可再生能源利用效率的问题始终伴随着我国风电、光伏行业的发展。中国科学院大连化学物理研究所研究员张华民认为：“2013年全国弃风率达11%(150亿度)，平均弃光率为10%，造成严重经济损失。”
　　另据统计，内蒙古风能产出量其实每年可以达到3000小时/年，但目前只有1800小时/年，而吉林应该达到2700~2800小时/年，现在只有1500多小时/年。张华民还认为：“储能产业目前成本高、投资大、前期市场认可程度低是实现大规模产业化的重要阻力之一，不可能通过完全市场竞争的方式解决资源配置问题，加之处于产业化发展初期，合理的利润空间无法得到保证，迫切需要政府、企业和用户各方共同推进。”
　　高虎介绍说：“目前，一些省份的风电发电量占全省发电上网电量比重接近国际先进水平，弃风限电有所缓减，但仍未消除。”当前，我们不得不要尽快上升为国家的战略选择，目前，大规模储能技术是实现可再生能源普及应用的瓶颈技术，面临着成本、性能、技术选择、安全性等诸多问题，目前仍处于示范为主的初期发展阶段。
　　我国储能政策支持
　　国务院办公厅11月19日发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》指出，要大幅增加风电、太阳能等可再生能源和核电消费比重，2020年非化石能源占一次能源消费比重将达到15%。而作为能源结构调整的支撑产业和关键推手，储能产业首次被列入重点创新领域写入国家级能源规划文件。将大力发展风电和太阳能发电，重点规划建设9个大型现代风电基地以及配套送出工程，大力发展分散式风电，稳步发展海上风电;有序推进光伏基地建设，加快建设分布式光伏发电应用示范区。储能首次被作为“9个重点创新领域”和“20个重点创新方向”写入国家级能源规划文件。预计到2020年，风电装机将达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦左右。
　　储能的重要意义在此显现出来，张华民说：“大规模储能技术可调控风能、太阳能发电的不稳定、不连续性，实现安全、稳定供电，是实现能源多样化的核心技术。”
　　储能未来市场潜力不可限量
　　储能市场包括大型电力储能、家庭储能、后备电源储能等。现有技术下，锂电池在后备电源储能领域的性价比已经显著提高，后备电源和家庭储能领域是现阶段了锂离子电池应用更为适合的领域。而其中储能尤其是后备电源储能领域市场尤为广阔。例如通信基站，通信领域备用电源需求主要与固定资产投资力度有关，电池成本约占到基站总投入烦人3~4%。在4G牌照下发后，通信行业正在大量建设通信基站，与之配套的备用电源必不可少。
　　“各种相关政策已经对市场释放出积极信号，”中国电池工业协会理事长韩作梁表示，“储能电池行业未来市场潜力不可限量。”
　　突破技术难关是商业化的关键
　　除了大型风光并网项目外，储能技术还广泛应用于分布式发电、微电网、通信基站和新能源汽车等领域。
　　中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截止到2013年底，全球储能累计装机容量达到736兆瓦，增速平稳。2014年第一季度，新增装机容量15兆瓦。在运行项目197个、规划和在建项目130，共计327个项目。在中国，截至2013年10月底，累计运行、在建及规划的项目总量近60个，装机规模超过75兆瓦。
　　目前来看，我国储能产业还处于发展的初期阶段，以应用示范为主。储能技术面临着成本、性能、技术选择、安全性等问题。“如果储能本身的技术性问题解决不了，商业推广就无从谈起，这是前提条件。”相关专家表示。
　　此外，我国还没有出台与储能相关的政策体系和价格机制，其中储能电站一次性资金投入基本都能算清楚，可是电站运行成本、维护成本和折旧成本仍没有清晰的界定标准，给储能技术应用的商业化运营带来巨大挑战。
　　据悉，储能行业财政补贴有关政策、办法目前还比较少;示范项目缺乏持续跟踪和及时反馈，还没有明确的电价和成本核算体系和成本回收等行动方案;鼓励和吸引投融资方面的政策也显不足。专家建议，应制定相应的财政扶持政策，探索建立与电力市场化运营相配套的储能价格机制。
　　但中国电子信息产业发展研究院汪家红乐观地指出，目前，通讯基站储能领域已具备完全的商业化市场，伴随4G网络的快速建设，处于快速发展期，预计到2015市场规模会达到20亿元;国内孤岛微网等方面，已经初步具备商业化价值;伴随新能源汽车的普及程度的增加，充换储放一体作为新能源汽车运营的补充，商业化程度日益成熟，各种相关利好政策已经对市场释放出积极信号，吸引着比亚迪公司、珠海银通隆、中航锂电、天津力神等知名企业的参与和关注。
　　随着储能各种能源技术路线的逐渐成熟、储能成本的持续下降以及相关政策的逐步完善，电网对储能的需求有望逐步释放。高虎认为，分布式光伏发电应该鼓励自发自用余电上网，在备案管理和投融资商业模式方面还有待突破。在2030年欧盟气候和能源政策框架中指出，到2030年可再生能源在能源消费结构中的占比将提高到至少27%，储能是未来智能电网发展的必备技术。从2015年开始，储能技术将逐步开始商业化，2020年后，储能系统将成为电力生产运营的必备部分，预计2030年储能技术将进入大规模发展期。