储能已成新能源市场未来发展的关键
在新能源电力持续高增长的同时，储能技术也开始越来越成为新能源产业突破瓶颈的关键。第一，储能有望彻底解决弃风弃光问题。目前，弃风弃光的问题已经成为了当下制约光伏、风电取得进一步发展的首要因素。2017年弃风弃光虽然有所缓解，但依然不容小觑。即使是去年弃风率下降超过10个百分点的甘肃，其弃风率依然高达33%；而弃光率较高的地区如新疆、甘肃，其弃光率也都在20%以上。不仅如此，由于政策限制弃风弃光区域的新增装机，风电的新增装机自2016年起开始逐年下降，2015年-2017年的风电新增装机分别为33GW、19.3GW、15.03GW。而另一方面，光伏发电的发展的主要支撑点也转为了分布式光伏，因为弃光严重，西北地区的新增光伏装机几乎陷入了停滞。
由此可以发现，弃风弃光问题并没有得到解决，只是在牺牲一部分地区的产业发展的前提之下得到了缓解而已。而要从根本上解决弃风弃光问题，储能是必不可少的一项技术。当光伏电站、风电站配备了储能系统，将可以对暂时无法消纳的电力进行储存。这不但能够避免弃光弃风，也可以保障天气因素不好时电站的供电。
第二，光伏、风电的未来发展需要储能。从目前我国的能源供给形式来看，在能源互联的大趋势之下，分布式电力的发展成为了未来的潮流。同时这也是光伏、风电突破当前发展瓶颈的关键。而在分布式光伏发电以及海上风电等分布式电力模式下，储能的地位显得异常重要，与储能相结合才能发挥光伏等新能源电力的巨大优势。可以说，储能是光伏等新能源产业未来发展的基础。
目前储能主要应用于分布式发电及微网储能系统，占总装机规模的56%，其次是可再生能源开发。在集中式可再生能源发电领域，储能主要应用于解决弃风/弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。
市场空间巨大
近几年，分布式光伏的爆发大大的刺激了储能的需求，而储能技术的进步和成本的降低也在促进分布式光伏的发展。根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，到2020年，我国光伏发电装机将达到105GW（目前已经提前完成任务），风电达到210GW。根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上；加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60GW。
政策方面，在2018年1月，南方电网监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，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。该补偿标准的出炉在业内引起巨大反响，这是近年来国家对储能产业的重大利好。
此外，国家发改委去年5月发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，这也预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。
相关政策的逐步落地，说明储能的市场主体地位及其在能源结构转型中的重要性更加凸显，政策的导向性及可操作性也更加明确，将有利于加快促进储能的市场化发展。
市场空间巨大，加上政策利好的扶持，我国的储能产业有望迎来风口。
国内储能市场的两大机遇
储能在我国尚未得到大规模的爆发，但是在全球已经得到了快速的发展，而且伴随着储能的成本逐步下降，已有国家实现了“光伏+储能”在用户侧的平价上网。近日调研机构GTM的一份报告显示，2017年储能市场成为了美国太阳能市场增长最快的部分，GTM预计，未来5年美国电池存储部署量将增长近十倍。据CNESA统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。
作为解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，储能在我国的发展稍微落后于发达国家，在储能的全球化应用趋势之下，我国储能产业的发展亟需提速。依托我国庞大的市场容量和规模优势，笔者认为，我国储能的未来发展有两大机遇。
第一，借助分布式光伏的发展势头，以“光伏+储能”为突破口，打入分布式电力市场，让储能成为分布式电站的标配。如此一来，不但可以提高分布式电力的自发自用占比，促进新能源电力的就地消纳，还可以保障电网的稳定性，解决新能源的限电问题。
第二，根据预测，2018年我国新能源汽车市场将迎来首波动力电池“报废潮”，到2020年，中国电动汽车动力电池累计报废量将达到17万吨。届时，动力电池的梯次利用将成为储能市场的一大机遇，随着技术的提高与政策的指引，动力电池的梯次利用有望进一步打开储能的应用空间。
无论如何，储能市场已经处于爆发前夜。只要把握机遇，利用好体量优势，我国储能市场有望像光伏发电那样后来居上。
