北极星储能网讯:我国储能产业的战略布局最早追溯到2005年出台的《可再生能源发展指导目录》；2010年出台《可再生能源法修正案》，明文规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术；2011年，储能被写入“十二五”规划纲要；2017年10月国家能源局出台储能行业第一个指导性文件《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，指出要在第一阶段（主要为“十三五”期间）实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段（主要为“十四五”期间）实现商业化初期向规模化发展转变。同时，各省区市也陆续出台关于推动储能产业发展的各项政策。
由此可见，国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、指导的角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：翁爽）
市场环境
近3年来，储能发展最快的类型是电化学储能，包括锂离子电池和铅酸电池，其次是压缩空气储能、超级电容器、飞轮等机械储能。据统计，目前中国储能装机规模位列全球第一，占全球装机总量17.3%，美国、日本分列二、三位。截至2018年12月，中国储能累计装机32.9吉瓦。其中，抽水蓄能装机31.9吉瓦，占比95.8%；电化学储能装机899.9兆瓦，占比3.4%；其他储能技术（压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储热）共计114.3兆瓦。
我国的储能目前主要建设在清洁能源富集地区和负荷中心地区，发展最快的省份包括江苏、青海和西藏等，其投产项目的储能装机规模位居我国前列。按照应用场景的不同，储能主要分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三种类型，江苏主要是电网侧储能和用户侧储能，提供包括输配电设施基础服务、微网和工商企业备用电源等相关储能服务；青海由于拥有丰富的风力和光照资源，主要发展电源侧储能，支撑新能源的并网及微网运行等服务场景；西藏和青海情况类似，发展重点在于支撑清洁能源并网的电源侧储能。
未来，我国电化学储能规模仍将保持高速增长。随着电力体制改革的进一步推进，储能参与电力市场交易的机制、盈利模式将进一步明晰，这将为我国储能应用带来更大的市场空间。在此情景下，电化学储能的规模将在2022年突破10吉瓦，在2023年接近20吉瓦。
商业模式
电网侧储能可有效提高电力系统安全稳定运行水平，在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电设施升级扩容等多个方面具有重要作用。当前电网侧储能商业模式主要有以下三种：
一是经营性租赁模式。在该模式中，电网公司租赁第三方供应商的储能设施，租赁费用由储能设施供应商和电网公司协商确定；二是合同能源管理模式。在该模式下，电网公司对用户、第三方供应商等主体所有的储能设施进行运维管理，取得的收益按双方合同约定的比例进行分享；三是电网公司全资建设运维模式，但由于《输配电定价成本监审办法》提出抽水蓄能、电储能成本不得计入输配电成本范围，限制了电网公司投资电网侧储能的积极性。
电源侧储能主要应用于支撑风电、光伏等出力波动性清洁能源发电的顺利并网，通过制定充放计划平抑清洁能源发电出力曲线波动，有效跟踪负荷曲线，实现清洁能源的高比例消纳。除此之外，储能系统能够减小清洁能源出力预测误差，降低清洁能源电厂偏差考核风险，进一步提升经济效益。同时，电源侧储能也可以与火力发电相搭配，提升常规火电机组的调节性能和运行的灵活性，获取调频的补偿收益。
用户侧装设储能设施的盈利主要来自于降低用电成本、峰谷价差套利以及参与需求响应等方面。配置储能设施的园区或建筑基于峰谷电价机制，将供热、供冷系统和储能设施协同调度，实现智能化用电，节省电费支出。储能设施具备灵活的充放特性，可降低电网峰谷差率，因此用户侧储能还可参与需求响应移峰用电获取补偿收益，将来还可以参与电力辅助服务市场获取收益。