一直以来，储能技术的研究和发展备受各国能源、交通、电力、电讯等部门的高度关注，尤其对发展新能源产业具有重大意义。受环境约束，各国纷纷大力提倡发展新能源，然而由于新能源发电具有不稳定性和间歇性,大规模开发和利用将使供需矛盾更加突出,全球弃风、弃光问题普遍存在，严重制约了新能源的发展。因此，储能技术的突破和创新就成为新能源能否顺利发展的关键。从某种意义上说，储能技术应用的程度将决定新能源的发展水平。

全球储能技术发展现状

(一)全球各储能技术装机情况

近年来，储能市场一直保持较快增长。据美国能源部全球储能数据库(DOE Global Energy Storage Database)2016年8月16日的更新数据显示，全球累计运行的储能项目装机规模167.24GW(共1227个在运项目)，其中抽水蓄能161.23GW(316个在运项目)、储热3.05GW(190个在运项目)、其他机械储能1.57GW(49个在运项目)、电化学储能1.38GW(665个在运项目)、储氢0.01GW(7个在运项目)，具体见图1。

图1 2016年全球各储能技术类型最新装机情况

全球累计运行的储能项目装机量以抽水蓄能占比最大，约占全球的96%。按照总装机量，中国成为装机位列第一的国家，日本和美国次之，三国装机分别为32.1GW、28.5GW和24.1GW，共占全球装机总量的50%。全球累计运行储能项目装机排名前十的主要是亚洲和欧洲国家，详见表1。

表1 2016年全球累计运行储能装机TOP10国家

(二)全球储能技术区域分布情况

全球的储能项目装机主要分布在亚洲、欧洲和北美，见图2。其中，亚洲主要是中国、日本、印度和韩国，欧洲主要是西班牙、德国、意大利、法国、奥地利，北美洲主要是美国。这十个国家的累计装机量约占全球的近五分之四。亚洲在抽水蓄能上发展更为成熟，欧洲则在另外几种储能技术上发展优势更为明显。其中，由于西班牙的光热装机的不断扩大，使得该国超过德国成为欧洲储能装机比重最大的国家。美国的各类型储能技术发展则相对均衡。

资料来源：DOE Global Energy Storage Database

图2 全球储能技术类型区域分布

按照储能技术类型分布来看，抽水蓄能装机占比最大，主要分布在中国、日本和美国。与2014年相比，中国抽水蓄能装机增速最快，增加了约10GW，美国则没有变化。储热装机排名第二，其中西班牙储热装机量最大，占全球储热装机总量的37%。其次，是美国和智利。智利储热技术发展非常迅速，今年首次超过南非。其他机械储能，以德国为主，其次是英国和美国，三国占全球该技术类型总量的94%，仅德国就占58%。电化学储能主要分布在美国、日本和韩国，其中美国占全球该技术类型总装机的39%。日本在钠硫电池、液流电池和改性铅酸电池储能技术方面处于国际领先水平，尤其在钠硫电池领域具有绝对的专利技术优势。近两年韩国的电化学储能发展异常迅猛，一举取代中国之前第三的位次。储氢技术则发展相对较晚，尚不成熟，目前欧洲较为领先。全球各类型储能技术装机情况具体见表2。

表2 全球各类型储能技术主要装机国家

(三)全球各储能技术市场发展情况

从全球各储能技术类型市场发育程度来看，抽水蓄能技术发展最为成熟，装机规模也最大。储热技术近十年发展很快，目前在装机量上排名第二。电化学储能则是全球发展最为迅速，增速最快，也是在运项目数最多的技术。其他机械储能增长相对比较平稳。除此之外，储氢、石墨烯储能等新技术也开始进入市场。各类型技术发展趋势详见图3。

资料来源：DOE Global Energy Storage Database

图3 2005～2016年全球各储能技术装机情况

抽水蓄能电站的储能投资收益最高，技术成熟度也最高，是目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式。据美国能源部全球储能数据库2016年8月16日的更新数据显示，全球累计运行的抽水蓄能项目装机161.23GW(316个在运项目)，占全部装机的96%。相比于其它储能方式，抽水蓄能电站设备具有寿命长、储能规模大、转换效率高、技术成熟、运行条件简便、清洁环保等特点，因而得到了快速发展和广泛应用。随着近年来新的储能技术的不断发展，以及抽水蓄能建设的地理选址受限等因素影响，抽水蓄能装机增长逐渐趋缓。

以2011年为分界点，前5年储热装机增速最快，较2007年增加7倍，后5年化学储能则成为发展最快的技术，详见表3。

表3 2016年各储能技术类型增速

目前电化学储能技术是各国储能产业研发和创新的重点领域。尽管电化学储能装机量不大，仅有1.38GW，但是运行项目却是最多的，高达665个。电化学储能主要包括铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等。全球电化学储能中锂电池和钠硫电池的占比比较大，装机比例接近，而锂离子电池的增速较快。锂离子电池无论在运行项目中，还是在建、规划项目中，均占据装机第一的位置。IHS预计，到2025年全球蓄能装置中锂电池占比将会超过80%。钠硫电池技术是目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池，但由于钠硫电池仍面临成本高的难题，所以现在尚未在全球实现大规模应用。比较值得关注的是，近期石墨烯锂离子电池的发明开启了储能技术的新纪元。

储热技术在近几年也越来越受到重视，发展非常迅速。据美国能源部全球储能数据库2016年8月16日的更新数据显示，全球储热累计总装机为3.05GW，有190个在运项目，其中西班牙装机规模最大，自2011年首次超过美国，至今一直领衔全球。然而，从储热技术的发展速度来看，西班牙近两年来开始落后于美国。美国自2013年加快了储热技术的发展步伐，并在2016年达到0.8GW的装机，较2015年增加33%。目前，储热技术应用于光热电站已经成熟，其在未来全球光热发电项目开发中将被更加重视。

其他机械储能(主要包括压缩空气储能、飞轮储能等)至今未实现大规模商业化应用。其中，压缩空气储能相对比较成熟，飞轮储能尚处于研发阶段。截至目前，其他机械储能装机量为1.57GW，但与快速增长的储热和电化学储能相比，增长较为缓慢。目前，德国是该技术类型的最为积极的研发和应用推广者。

国外典型国家储能技术发展现状

随着各国对发展可再生能源比例目标的不断提高，储能技术成为当前各国研发和亟需实现技术突破的重要领域。分地区来看，以前主要以北美、中南美及亚洲部分地区等系统基础设施不稳定地区的应急电源用途为主。近年来，随着补贴制度的完善，在德国、澳大利亚和美国部分地区，支持家庭光伏发电的自用蓄电池安装项目在增加。在澳大利亚、德国和日本等市场，家用光储系统在金融资本的支持下逐步盈利。加拿大、英国、美国的纽约州、韩国及一些岛屿国家的政府也出台了储能采购的相关政策和规划。下面选择几个典型国家进行分析。

(一)美国储能概况

美国发展储能较早，目前拥有全球近半的示范项目，并且出现了若干实现商业化应用的储能项目。美国能源部还专门建立了全球储能数据库，用于对全球储能项目进行追踪，同时设立了多个部门来促进并规范储能的发展。据该数据库2016年8月16日的更新数据显示，美国累计储能装机24.12GW (491个在运项目)，其中抽水蓄能22.56GW(38个在运项目)、储热0.82GW(139个在运项目)、电化学储能0.57GW(289个在运项目)、其他机械储能0.17GW(25个在运项目)，见图4。

图4 2016年美国最新储能结构

目前美国的电网储能以抽水蓄能为主，未来主要方向为电池等灵活储能系统。美国发电装机总量在1200GW左右，有大概2%的储能能力。美国电网储能的94%为抽水蓄能，总量超过20GW，基本上都是在1980年以前建造的，但由于其环境影响大、建造周期长、投资巨大、地理选址受限等原因，未来的发展非常有限。未来电网储能的主要发展方向是使用更加柔性化、多功能、灵活的储能系统。电池储能技术由于高效、功能多样、充放电双向反应、响应速度快、清洁而成为首选。目前，美国全国电池储能设施的安装以每年30%～40%的速度增长，这个速度接近5年前光伏的增长速度。据美国能源部统计，截至2015年底全国电池储能总功率已经超过300MW，预计到2019年会增长到近1GW。

(二)德国储能概况

德国政府正在实施一项宏大的能源转型战略，即到2020年使可再生能源供电的比例达到35%，到2030年和2050年分别达到50%以上和80%以上，旨在使可再生能源成为德国未来电力供应的核心，而能源存储技术的快速发展则成为该战略的有效支撑。据美国能源部全球储能数据库2016年8月16日的更新数据显示，德国累计储能总装机7.57GW(76个在运项目)，其中抽水蓄能6.53GW(28个在运项目)、其他机械储能0.91GW(4个在运行项目)、电化学储能0.12GW(38个在运行项目)、储氢0.01GW(5个在运行项目)，见图5。

图5 2016年德国最新储能结构

德国由于没有开发光热电站的资源条件，利用储电技术实现更多可再生能源平滑并网成为重要选择之一，尤其在太阳能储电池领域潜力巨大。未来几年，德国储能市场将会呈现显著性增长，GTM Research预计2015~2021年可增长11倍，达到每年10.3亿美元，且大幅增长将主要出现在住宅领域。目前，仅光伏发电就可为用户带来不错的经济效益，今后光伏储能的发展将很可能赶超光伏。即使零售电价按照预期适度的上涨，未来光伏上网电价下降，光伏储能都将会越来越受市场欢迎。随着德国进入21世纪20年代，储能将扮演光伏市场里另一重要驱动力，同时为了避免更高的零售电价，用户安装光伏储能系统会进一步增多。

(三)日本储能概况

在日本主要有两种储能:抽水蓄能和电化学储能。据美国能源部全球储能数据库2016年8月16日的更新数据显示，日本累计储能总装机26.43GW(88个在运项目)，其中抽水蓄能26.17GW(41个在运项目)、电化学储能0.25GW(47个在运项目)。日本在电化学储能领域的研究比较前沿，前期以钠硫电池为主，后期以锂离子电池为主。日本还非常关注智慧城市的概念，并将储能作为核心技术引入智慧城市建设中，在国内开展试点建设的同时，也在积极参与国外的智慧城市建设。

国内储能技术发展现状及问题

目前，储能产业在我国还处于发展的初级阶段，随着可再生能源的快速发展，国内储能市场潜力巨大，中国将成为全球最大储能市场。虽然现阶段储能相关的政策还相对较少，也没有相应的价格机制，但储能作为一个新兴产业已越来越受到政府能源部门和科技部门的关注和支持，应用示范的财政补贴也在逐步推进中。整体而言，目前我国储能应用基本大多是一些示范工程，尚未实现大规模商业化应用。

(一)中国储能市场概况

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。据美国能源部全球储能数据库2016年8月16日更新数据显示，中国累计储能总装机32.10GW(94个在运行项目)，其中抽水蓄能32GW(34个在运项目)、电化学储能0.05GW(58个在运项目)、储热0.05GW(2个)。抽水蓄能电站和电化学储能项目都主要集中在我国东部沿海城市，详见图6。

资料来源：DOE Global Energy Storage Database

图6 2016年中国各类型储能项目区域分布情况

近5年，中国抽水蓄能发展相对缓慢，而电化学储能市场的增速明显高于全球市场，光热储能目前尚处于起步阶段。得益于技术进步、成本降低，在目前无补贴的情况下，储能在峰谷价差套利、辅助服务市场及可再生能源限电解决方案上已实现有条件的商业化运行。

1.抽水蓄能发展相对缓慢

“十二五”期间，中国抽水蓄能整体发展相对缓慢。2011～2014年处于缓慢增长期，装机每年保持约5%的增速。2014年11月17日发布的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》明确指出要适度加快抽水蓄能电站建设步伐，提出到2025年全国抽水蓄能总装机约1亿千瓦的目标。在该政策刺激下，抽水蓄能建设开始提速。数据显示，“十二五”前4年，累计开工11座电站，总规模14.6GW。仅2015年新开工的抽水蓄能电站项目就达10个，装机量约14.1GW，且预计都将在2022年左右完工。

2.电化学储能技术发展迅速

目前，我国电化学储能发展相对迅速。国内以锂电池为主，发展也相对成熟，其累计运行装机规模占我国电化学储能市场总装机的三分之二以上，在调频辅助服务、分布式微网、户用储能领域的增长速度最快。此外，储能在电动汽车充换电方面也发挥了很好的作用，如建立车电互联(V2G)系统，光储式电动汽车充换电站、需求响应充电等。然而，锂电池储能还处于商业化初期，由于价格高、用于大型储能上尚存在弊端等因素，离大规模推广普及还有一定的距离。

钠硫电池在日本已经实现商业化，在我国还没有完全从实验室走向商业化应用阶段。该技术是目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池，但由于成本高，在我国尚未实现大规模应用。值得注意的是，目前石墨烯锂离子电池在电动汽车和储能领域具有非常强的竞争力，可在几分钟内充满，为此石墨烯技术成为各国研发的头号技术。当前我国在此技术上取得了重大突破。国内最早进入石墨烯领域的上市公司之一东旭光电于今年7月8日推出了世界首款石墨烯基锂离子电池产品。

3.光热发展仍处于起步阶段

目前，我国的储热项目尚不成熟，还在起步阶段，共有两个示范项目：一个是北京延庆的八达岭项目，规划装机为1.5MW;另一个是青海的中控德令哈项目，规划装机50MW。八达岭太阳能热发电实验电站于2012年8月成功发电，是亚洲首个兆瓦级太阳能塔式热发电站，但目前未有并网消息。中控德令哈10MW塔式熔盐储能光热电站于今年8月21日实现满负荷并网发电。这是我国投运的第一座熔盐储能光热电站，也是全世界第三座熔盐储能塔式光热电站。青海省除中控德令哈的项目外，还有中广核德令哈50MW槽式光热发电、青海光热电力集团格尔木200MW塔式光热发电和博昱新能源有限公司德令哈50MW槽式光热发电三个在建项目。今年9月1日国家发改委核定了太阳能热发电标杆上网电价1.15元/kWh(适用于2016年实施的示范项目)，为光热发电行业迎来重大利好。

总体来讲，目前我国应用相对比较广泛的主流储能技术为抽水蓄能、锂离子电池和液流电池。除抽水蓄能外，目前还没有一种技术在成本、安全、稳定性等各项指标上占明显优势。

(二)存在的问题

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。我国储能商业化应用面临储能成本偏高、电力交易市场化程度不健全、储能技术路线不成熟、缺乏储能价格激励政策等几大挑战，需要国家进一步出台扶持政策。具体来说，主要有以下几点：

1.储能技术路线不成熟

储能电池研究得多一点，但也只是对材料和单一装置进行研究，很多项目还在示范验证阶段，整个系统应用以及整个产业并没有一个明晰的技术路线，即哪类技术、哪种项目更有市场发展前景尚不明晰。

2.缺乏相应的数据支撑

目前国内储能系统没有实现单独参与电网调度，还没有这方面的数据来说明储能参与辅助服务的作用。抽水蓄能电站作为一种运行多年的储能形式，积累了很多数据，但电价机制仍处于探索阶段。目前，我国对储能电池的评价还是空白，而电池储能有寿命周期，与传统电力设备寿命的概念不同。可在电源侧、负荷侧都多做一些试点，明确电池的寿命衰减情况、安全隐患、运行维护情况，积累数据、厘清纷繁数据之间的关联性，让试点和政策相互促进，为今后提议调频电价做数据支撑。

3.储能政策体系和价格机制不完善

现阶段我国还未出台储能技术产业化相关的政策体系和价格机制，尤其是针对电力储能，基本没有实施细则的政策，参与电力市场的机制很不健全。储能有利于提升电力系统的运行质量、效率，但本身并不创造价值，如何为其定价是一个难点，国外通过成熟的电力市场，很容易为其定价，而国内电力市场化改革还未完成。

4.成本高且不具备盈利性

绝大部分储能项目因为成本高不具备盈利性，也缺乏可预期的收益以吸引资本跟进，利用峰谷差套利、通过参与需求响应获得额外收益等用户侧手段一时也很难实现。

5.储能项目融资困难

项目融资渠道也非常有限，主要是业主自有资本金加银行融资，还没能通过产业投资基金撬动项目开发，而且与社会资本之间的对接还不够。

6.储能技术有待进一步突破

目前，储能技术在系统容量、转换率、寿命、安全性等问题上还有待进一步提高。如储能设备需要可靠性保证，由于风电和太阳能项目一般要运行20年，储能设备至少要有10年的寿命期。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。之前，我国储能市场一直局限于通信领域，而在可再生能源和电动汽车领域的技术还有待进一步开发。

全球储能发展前景展望

过去几年，电网储能市场的发展不够集中。但是在未来几年，随着可再生能源的快速发展，电网储能市场将迎来快速增长。据美国市场研究机构Navigant Research研究，预计到2024年，全球储能技术收益将突破210亿美元(约合人民币1300.1亿元)。

就应用领域而言，随着技术升级持续改变电网稳定性、成本效益，储能发展越来越受到可再生能源行业的欢迎。IHS预计，到2018年全球家庭光伏发电电池储能装机容量将达到900MW，其主要增长市场为德国、意大利与英国。电动汽车领军者特斯拉在2015年4月在美国内华达州建立了自己的电池工厂，预计2020年建成时，其年电池产量将达到35GWh。

就区域需求而言，由于对可再生能源并入电网的需求，亚洲将占据储能领域的主导地位。市场研究与咨询机构Frost &Sullivan预计，2016年亚洲每年新增太阳能发电量将增加至33GW，年均增长率达28.9%。这种需求有望推动对社区和电网规模储能解决方案的关注，尤其是在日本、中国和韩国。目前，电池储能绝大多数被用到电网输配环节，未来工业、商业、尤其是居民储能的增长速度会高过电网储能。澳大利亚和日本有望在2016年成为住宅能源存储的主要市场。

就技术路线而言，锂离子电池是目前最具发展前景的技术。IHS预计，到2025年全球储能装置中，锂电池将会占据超过80%。不仅是美国、日本，在南非、肯尼亚、菲律宾等其他国家的电池成本也在持续下降。到2025年，澳大利亚的储能装置安装率将超过5%，成为全球蓄电池的领军。

就中国而言，其储能应用市场前景很大。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。新一轮电力体制改革将为新能源分布式电源和储能应用打开市场。从经济性上看，储能成本会随着规模化应用而快速下降，回收期逐渐缩短，并开始逼近赢利点。在该情况下，预计到2020年我国储能市场累计装机规模将超过50GW。