不断升温的储能正成为新能源领域的另一块“掘金热土”。随着商业利用案例愈发增多，储能在市场化道路上几近成熟。同时，在两大电网公司相继出台的利好政策中，储能再次崭露头角，静候爆发时机。
作为新能源发展“后一公里”，储能有望在2019年得到前所未有的“加速度”。
日前，国家电网公司发布了《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，国家电网将在电源侧、客户侧、电网侧等方面发展电化学储能。具体来看，在电源侧方面，支持新能源发电配置储能；支持常规火电配置储能。在客户侧则将优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。同时明确了储能接入管理，电源侧储能和独立的纯调峰调频储能的接入，参照常规电源接入管理办法执行。
业界分析普遍指出，该份文件立意与指向均非常清晰，厘定了国家电网各级公司发展储能的边界与重点，同时也首度公开明确了国网公司追求的储能政策机制方向。南方电网也延续着类似的风向。在其近日印发的《关于促进电化学储能发展的指导意见》征求意见稿中，也涉及深化储能影响研究、推动储能技术应用、规范储能并网管理、储能产业发展这四大重点任务。
从上述多项政策的密集发布，可以看出，储能将会获得进一步的发展。而这也很大程度上，源于储能产业在解决“弃风弃光”消纳问题上同样发挥出色。所谓储能，是通过化学或物理方法将二次能源存储起来，实现能量的时间和空间转移。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。
正如众多业界专家预测，以信息技术和储能技术为主要特征的多能互补成为能源可持续发展的新潮流，并终改变未来能源格局的重要抓手之一。在新能源发电领域配套建设储能电站，则很好解决了新能源消纳难题。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。同时，新能源发电侧建大型储能电站，具有规模大、设备单位成本低、土地建设投入少、电网配套投资低等优势。
在商业化应用方面，在用户侧通过峰谷电价差实现套利、在电网侧探索试行容量电价、在发电侧推动建立灵活电源补偿机制等模式的实践逐渐增多。但在目前储能产业政策尚未清晰的情况下，储能项目能够做到微利已属不易。现阶段，包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费、用户侧储能系统参与需求响、电网提供辅助服务在内的四大方面，成了储能增加收益来源以及催生多元化商业模式的重要渠道。
“现在储能电站盈利性不明显，融资也比较难，但两三年内或有极大改观。”业界资深人士坦言，2019年除了这两种盈利模式外，包括分布式储能、集中式可再生能源储能和电网侧储能等新的盈利模式也将逐步成熟。未来，用户侧储能的商业模式有望与电网侧逐步融合。诚如“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。
由于经济稳中向好、“煤改电”项目持续推进，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。按照国家发改委、国家能源局等部门的统计，我国储能2025年将达到24千兆瓦，尚有几十倍的发展空间。而储能应用场景的复杂性决定了储能电池技术的多元化发展方向。“未来针对电力调峰储能的大容量电池和电力调频储能的大功率电池，还有待技术的创新突破。”
