政策、市场、技术的合力，似乎在推动大规模新型储能(相对于传统抽水蓄能而言)走上“风口”。
一边是去年起储能产业政策导向鼓舞士气，一边是储能可嵌入电力系统电源、电网、负荷侧全环节并为之增益，再一边是技术成本迅速下降。
然而，从全球到国内，储能市场上传统的抽水蓄能长期一枝独大，新型储能装机的份额不过4%，商业化应用程度普遍较低。未来一段时间，蓄势已久的新型储能商业应用能否“遍地花开”，快速由研发示范向商业化初期过渡，值得关注。
一、新型储能体量尚小
目前，储能技术主要分为机械储能(如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电磁储能(如超导储能、超级电容等)、电化学储能(如锂离子电池、钠硫电池、铅酸蓄电池、镍镉电池、锌溴电池、全钒液流电池等)等三大类，还有储热、储冷、储氢等。
据中关村储能产业技术联盟统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4吉瓦，年增长率3.9%，国内为28.9吉瓦，年增长率18.9%。其中，累计装机中抽水蓄能装机占比最大，全球和国内分别约为96%、99%;全球电化学储能项目累计装机规模为2926.6兆瓦，国内累计装机规模为389.8兆瓦，年增长率均为45%。显然，电化学储能是新型储能中的“佼佼者”，并增长快速。
不同储能技术，在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。总体上，机械储能规模比较大，寿命长;电化学储能发展快，规模相对小，响应时间非常快，应用全面广泛，安全性略逊。
在不同国家，不同技术发展程度有差异。美国的飞轮储能总体上处于领先地位;在钠硫电池上，日本绝对领先;我国在液流电池方面发展非常快，处于领先地位;在不使用燃料、不使用储气洞穴的新型压缩空气储能上，我国基本与国际同步。
目前，我国电化学储能(文中的新型储能一般指电化学储能)已形成一定规模的示范或商业化应用。其中，锂离子电池的累计装机占比最大，为58%，占比较大的还有铅蓄电池和液流电池;10兆瓦级压缩空气储能完成示范;我国投运的第一座熔盐储能光热电站—中控德令哈10MW塔式熔盐储能光热电站于2006年8月21日实现满负荷并网发电，这是全世界第三座熔盐储能塔式光热电站。
2018年，我国积极推进已开工储能项目建设。年内计划建成大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站、辽宁绥中电厂24MW/12MWh火电机组联合调频储能、大连30MW/120MWh网源友好型风电场储能、江苏金坛压缩空气储能等项目。研究推进100MW压缩空气储能电站和100MW锂离子电池储能电站等项目前期工作。由此亦可看出我国重点推进的储能技术类型。
二、逐渐成形的商业模式及应用场景
储能具有“源”“荷”双重属性，在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家，储能的主流应用不尽相同。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式单一，正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式，进展快慢不一。
1、峰谷电价差套利
通过峰谷电价差，帮助用户降低容量电费和电量电费，这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费，储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指，谷值电价时向储能系统充电，峰值电价时用储能系统存的电，节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同，以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站
可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点，储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务，促进可再生能源消纳。此应用场景对储能的成本、寿命、规模、安全性的要求都很高。陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。
3、参与电力辅助服务收费
电力辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等，可维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。从全球来看，调频是储能的主要应用。根据彭博新能源财经统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分为41%、50%。某国内企业在英国参与的储能项目中，盈利构成为调频收入70%、调峰收入20%、容量费收入10%。
在国内，该盈利模式要随着电力辅助市场建设而形成。目前，南方电网区域已制定了辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。
4、分布式储能应用
配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。今年3月印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，“鼓励分布式储能应用”。
5、参与电力需求侧响应
直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性稳定性。这种应用中的储能电站并网条件较严。2018年1月，江苏无锡新加坡工业园园区20MW储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。
三、新型储能商业化应用的机遇
1、政策与市场机制不断完善
2017年被认为中国储能产业政策发布的元年。去年以来，国家和部分地方密集出台一系列政策文件，给予储能市场主体地位，构建充分反映储能价值的市场体制机制，将加快储能产业发展。
其中，去年9月22日，国家发展改革委、国家能源局等五部门印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。作为储能产业第一个指导性政府文件，其提出了未来10年中国储能产业的发展目标。国家能源局科技司有关负责人日前就此表示，指导意见的作用主要是“四个明确”，即明确鼓励支持储能发展的政策导向、储能的主体身份、储能的投资管理机制、储能示范的任务。
之后，南方能源监管局、山西能源监管办等就电化学储能参与电力市场辅助服务制定实施细则，明晰了储能辅助服务补偿标准。2017年底，南方区域调频辅助服务市场已正式启动模拟运行。2018年会有更多的省份陆续出台相关储能参与辅助服务的政策。2018年底前，我国8个地区第一批电力现货试点试运行，在实时的现货市场，储能电价更加灵活，利于提升收益率。随着售电侧放开和市场化交易放宽，储能有条件与分布式发电结合，形成售电主体。
2、技术成本有望快速下降
综合业内人士的多种计算，近几年，电化学储能技术成本每年下降8%~20%。当前，电池、人工组装成本累计下来，部分储能项目的成本已下降到每千瓦时2000元以下，甚至到1400元左右;100兆瓦级压缩空气储能示范项目2021年投运后，项目成本有望降到5000元/千瓦，相当于每千瓦时1200元。随着新型储能技术发展及示范项目推广，成本下降趋势有望延续。
按照我国《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，要加快新型储能技术研发创新，提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。根据《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》，到2020年示范推广10MW/100MWh超临界压缩空气储能系统、1MW/1000MJ飞轮储能阵列机组、100MW级全钒液流电池储能系统、10MW级钠硫电池储能系统和100MW级锂离子电池储能系统等一批趋于成熟的储能技术。
3、市场需求广阔
储能可增强电力系统灵活性、适应性。随着能源互联网的发展，大规模集中式可再生能源、分布式发电及微电网发电、调频辅助服务等对储能均需求巨大。
同时，随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，退役电池储能市场的兴起会加速。目前新电池成本比较高，这是限制储能大规模推广应用的重要原因;而梯次利用能降低储能的工程造价，还比较环保，有良好的经济社会价值。
此外，随着新一轮电力体制改革的深入推进，电力辅助服务市场、电力现货市场逐步发挥作用，电力市场化交易范围扩大，储能项目价值得到充分反映，其盈利性增加，将进一步增加社会资本的投资积极性，形成良好循环。
四、新型储能商业化应用面临的挑战
长期以来，全球范围内储能产业发展滞后，自然有其原因。经过多年发展，有些制约作用力变小，甚至消除，有些制约仍然存在，新的挑战也在产生。总体上，我国储能产业由研发示范阶段向商业化初期过渡的道路上面临多种不确定性和挑战。
1、技术性能上存在不同程度的局限性
尽管储能成本快速下降，即使商业化应用较好的电化学储能，“十三五”期间的示范项目规模也不过100兆瓦级，锂离子、铅蓄、钠硫等不同电池技术在寿命、成本、能量密度和安全等指标上难以同步提升，存在不同的短板，已发生的多起电动汽车电池起火事故凸显了电化学储能的安全性问题。
2、间接效益较难补偿
如同抽水蓄能，新型储能对电力系统的电量贡献容易跟踪量化，而其对电能质量和电网运行效益的提升是间接的，相应价值难以直接量化，难以反映到电价中。同时，电力现货市场、电力辅助服务市场的建立和完善尚需时日，能否有效发挥预期作用，也还要经实践检验。
3、盈利模式存在不确定性
在我国，居民实行阶梯电价，各地方工商业峰谷电价差存在不确定性，影响储能峰谷价差套利模式的盈利预期。再者，当储能参与辅助服务市场接受AGC调度令后，需要响应进行充放电，这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利方式来获得储能电站的收益，增加了辅助服务的收益是否比峰谷差价套利的收益多有待比较。此外，参与辅助服务的储能项目规模等资质要求有待明确。
4、产业发展存在融资压力
高额的可再生能源补贴已让国家财政捉襟见肘，短时间内难以拿出财政资金补贴储能产业，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》没有涉及补贴问题。另外，储能企业目前在贷款、税收政策上未享受特别倾斜和优惠，“储能融资难”的行业呼声颇高。
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