“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。”国家高层曾发出强音，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。
随着可再生能源发电在全球市场内部署规模越来越大，尤其是太阳能光伏和风能发电，大力推动了并网储能技术的发展。多种形式的发电技术给并网发电带来了新的挑战。对于并网操作人员而言，储能可帮助管理电网的不稳定性，兼具灵活性和成本效益。
在未来十年，有几个国家预计储能部署规模将大幅扩大。两个市场主导国家，中国和美国，公用事业规模和分布式存储部署比例都相对均衡，而其他国家通常要么一方部署比例大大超过另一方部署规模，往往不均衡。
储能技术发展的迫切性
中国目前有抽水蓄能，有火电调峰，可以解决电网运行的一些问题。但是搞抽水蓄能要开山、要架线、要通过升压、降压，最后通过电网送到用户，这一系列的工程非常大。如果将来电池的储能规模足够大，并直接装在大城市或者是附近变电站里边，就可以替代抽水蓄能。所以发展用于电网的大规模新型储能技术是未来的方向。
“由于价格、寿命等等限制，从经济性角度上，大容量储能技术还不可接受，目前仍唯一可行的还是抽水蓄能。”专家表示，从正面来看，大容量储能技术也在发展，并在规模化、商业运用上做着尝试。让人仍看到曙光的是，储能技术的效率和寿命正在持续改进，其昂贵的价格也以5-10年约降低一半的速率在持续下降。
“随着各种储能技术路线的逐渐成熟、化学储能成本的持续下降，及相关政策的逐步完善，电网对新型化学储能的需求将更加迫切。”中国电机工程学会在发布的报告中表示，“十三五”期间将是化学储能技术逐步向大容量、高效率、长寿命发展的阶段，并有望进入商业化阶段。
储能政策的国家政策支持
国务院办公厅去年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，中国科学院大连化学物理研究所研究员张华民说：“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。”
中国储能产业发展的三大挑战
一是市场机制不健全。
中国储能产业起步晚，最近五年国家才开始重视。北美、日本20年前就有了储能方面的产业政策，也都已经形成了各自的运行机制。目前，国内已经有了一些地区性规定，提供了一些发展机会和市场模式，但离整体产业的健康发展还有很大距离。储能企业希望未来这些规定能够上升到政策层面，真正纳入到电力体制改革，成为一个法规，这样可以提高投资方参与的可靠性，也可以尽量减少投资风险。
二是技术前景尚不明朗。
如何把技术直接变成实际的商业模式，最终能否支持公司真正盈利，也存在风险。目前还没有完全搞清楚在储能方面什么技术最具经济性、最有竞争力，即从商业角度来看最有前景的储能技术还不确定。例如，很长时间以前就大概知道了硅是太阳能发电主要的技术方向，可以提出商业模式。现在储能技术还没有达到那样的阶段，不清楚未来方向是液流电池、压缩空气还是锂电池。因此不知道如何投入资金和精力来降低成本。从未来发展看，或许有两类主要技术方向，一是对长寿命应用来说应该是液流电池，二是对短寿命应用来说应该是锂电池。不过不论哪种技术，只有完成了科学实验阶段，达到可以盈利，才能谈得上大范围的推广应用。
三是储能设备还需要提高可靠性。
如果电池储能不能使用10年以上，对于电力系统调节来讲没有意义。如果寿命问题和安全性解决不了，谈价格也没有意义。在运营风电、光电中，我们不需要1:1的储能配备，按照10~15%配就可以了。如果天气预报预估风电的误差是20%，那么配上15%的储能，就可以提高发电效率，提升电网稳定性。而且，电网调度机构就可以把其他机组进行合理安排。因为风电和太阳能项目一般要运行20年，所以储能设备至少要有10年的寿命期。
