为满足电力行业的应用需求，电力储能技术一直在向大规模、低成本、长寿命、高效率的方向发展。我国的电力储能技术，除抽水蓄能外，大多数均处于示范阶段，少数技术还处于研发阶段，总体上同国外发达国家还有一定差距。

　　截止到2014年，全球储能装机总量约141GW，占世界电力装机总量的2.5%左右。其中，抽水蓄能装机140GW，占储能装机总量的99%，压缩空气储能装机0.44GW，钠硫电池装机0.339GW。预计到2050年，仅美国、欧洲、中国及印度四个地区就需要增加310GW的储能装机，世界电力储能系统的容量将从现在占发电总量的2.5%增加到10%～15%（美国和欧盟），甚至更高（日本）。

　　截止2014年底，我国储能装机为23.6GW，约占全国电力总装机的1.7%，低于世界2.5%的平均水平。但我国储能市场的增速明显，其近2010年至2015年的复合增长率为110%，是世界平均增长率的6倍。预计到2020年，我国电力储能装机容量需要达到70GW以上，占全国电力总装机容量的4.0%～5.0%。到2050年，我国电力储能系统的容量将达到200GW，占发电总量的10%～15%，甚至更高，市场规模将达数万亿人民币。

　　为满足电力行业的应用需求，电力储能技术一直在向大规模、低成本、长寿命、高效率的方向发展。目前，国际上主流的储能技术基本都处于应用和大规模推广阶段，其中只有抽水蓄能和压缩空气储能可以达到或超过100MW的规模，其余技术均在10MW甚至1MW规模以下。我国的电力储能技术，除抽水蓄能外，大多数均处于示范阶段，少数技术还处于研发阶段，总体上同国外发达国家还有一定差距（如图1所示）。

　　抽水蓄能是我国主要采用的储能技术，截止到2014年底，已建成36座抽水蓄能电站，总装机22.1GW，占电力系统总装机（1360GW）的1.74%，占储能系统总装机的99%以上。国家能源局规划到2020年前另有23座抽水蓄能电站投入建设，共计37.39GW。

　　除抽水蓄能外，截止到2014年底，我国境内已确定的储能项目共计55项，总计约86.41MW，主要是以液流电池、锂离子电池、铅酸电池为主的化学电池技术（如表1所示）。

　　除抽水蓄能外，目前国内只有压缩空气储能、锂离子电池、铅酸电池及液流电池四项储能技术建成了储能功率为1MW以上、储能容量为1MWh以上的示范项目，典型项目案例如表2所示。其余储能技术如飞轮储能、钠硫电池、超导储能及超级电容，大多停留在小型示范项目或实验装置研制阶段，尚未建成如此规模的示范系统。

　　目前，我国针对电力储能的现行扶持政策较少，主要是针对抽水蓄能的扶持政策。《国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2014]1763号）规定，抽水蓄能电站实行两部制电价，包括容量电价和电量电价，并且电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量按照燃煤机组标杆上网电价的75%执行。针对天荒坪抽水蓄能电站，其容量电价为470元/千瓦·年。

　　另外，储能技术作为我国“十二五”规划发展的战略性新兴产业，在《国家“十二五”规划纲要》、《国家“十二五”科学和技术发展规划》、《国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）》、《可再生能源发展“十二五”规划》等政策文件中均有涉及。各地方政府根据中央政府的政策文件精神，结合各地区实际情况，陆续出台针对储能产业的扶持政策，为储能产业发展提供优惠条件。

　　问题和挑战

　　对于电力储能技术来说，设备材料、制造工艺及系统效率是各储能技术面临的共性问题，而在规模化应用中还需要进一步解决其可靠性、稳定性及寿命问题。另外，一些重大技术瓶颈还有待解决，如大型高参数抽水蓄能机组依赖进口；压缩空气储能关键部件多级高负荷压缩机技术，我国尚未完全掌握；飞轮储能的高速电机、高速轴承和高强度复合材料等关键技术尚未突破；各类电池中关键材料的制备和系统规模化技术，包括电极、电解液、离子交换膜、模块封装和密封等，还有待提高；超级电容中高性能材料和大功率模块化技术，超导储能中高温超导材料和超导限流技术等均不成熟。

　　在我国针对电力储能的针对性政策尚未出台的情况下，储能技术的经济性如何，严重制约储能产业的发展。目前，相对于常规电力系统，储能技术的投资成本及运行维护成本较高。无论是应用在可再生能源发电或是电网削峰填谷，电力企业投资储能系统，一般需要10年以上的时间才能收回成本，有些项目甚至达到20年以上，这严重影响了储能技术的大范围推广。

　　大规模电力储能技术还处于发展时期，目前约有十几种储能技术，各有优劣，除抽水蓄能外，还未形成主导性的技术路线。我国国内已形成多种技术路线并存的格局，大多缺乏大量的实践应用，能直接交付用户的成熟产品不多。目前，电力储能技术正处于发展的关键时期，一方面缺乏大量的应用检验，另一方面，用户在选择不同储能技术路线时又十分困惑，这迫切需要开展相关的技术路线研究，对储能技术的发展提供指导。

　　电力储能技术的应用，大多为调节或应急功能，而这也决定了系统的实际运行情况难以准确预测，在方案设计时面临很多不确定性。在目前缺乏设计经验、缺少示范工程的情况下，很难确定最优设计方案。如针对风力发电的储能系统设计时，由于风力发电存在不稳定性、波动性，且电网公司对于风电场具体的限电时间及限电负荷不能提前确定，如何在储能系统设计时确定合理的配置方案，选择合适的储能方式及容量，既满足用户需求又能提高储能系统的容量使用率，是储能产业面临的一个挑战。另外，由于对储能系统的要求不同，也导致产品定型困难，短期内产品大规模推广难度较大。

　　我国针对储能行业尚未出台实质性的扶持政策或补贴支持，并且针对储能技术应用领域的扶持力度也十分有限，严重制约储能产业的规模化推广。（1）目前尚未出台针对电力储能的激励政策，严重制约储能产业的发展和技术推广。（2）我国的峰谷电价政策尚未在全国范围推广。另外，现行的峰谷电价政策优惠力度有限，远低于国际发达国家的平均水平。（3）我国针对分布式能源系统及微电网配储能系统的扶持政策尚未出台，严重影响了这些领域对于电力储能系统的投入力度。（4）我国虽然已出台针对可再生能源发电的扶持政策，但是扶持力度不足，尚且很难满足可再生能源电站的成本回收，更难以支持其增加储能系统的投入。

　　与国际发达国家相比，我国的储能行业目前尚未建立起完整的产业链。大多储能技术处于研发、示范阶段，且部分关键技术及材料尚未突破，依然依赖进口。储能市场仍处于培育期，相关领域对于储能技术的接纳程度有限。绝大多数技术还处于少量样机的委托加工或部分材料的自行制备，没有形成规模化的大型生产线。未建立成熟的销售网络，目前仅处于示范项目申报及提供解决方案层面。针对储能系统的运行维护经验缺乏，尚未形成成熟的储能系统全生命周期的运维方案。

　　建议与对策

　　持续的技术改进

　　我国的储能产业尚处于起步阶段，大部分储能技术还未实现商业应用，需要各研发机构增加研发投入，持续进行技术改进，尽快突破技术瓶颈，进一步提高系统效率、降低成本、提高运行的可靠性，并加强后期的运维服务，实现各储能系统的安全平稳运行。

　　增加示范项目建设

　　我国电力储能技术示范项目少，规模小，应用场景不够丰富且应用时间短，缺乏对技术经济性的论证，很难界定储能带来的收益有多少，影响了储能产业的发展速度。需要增加储能技术示范项目建设，通过大量的示范应用来发掘问题，为后续的技术改进提供方向，为确定合理的技术应用模式提供依据，为增强用户的投资信心提供参考。

　　合理选择储能方式

　　各储能技术拥有不同特点，需要根据用户的实际需求选择合适的储能方式。当单一储能方式不能满足需求时，可采用多种储能技术联合运行的方式，发挥各储能技术的优点，满足应用需求。另外，国际上已实现100MW级应用的储能技术包括抽水蓄能和压缩空气储能，均属于物理储能技术，但国内大部分投入主要集中于化学储能，对物理储能的关注度不足，建议加强对物理储能技术的重视。

　　政府加强政策扶持

　　（1）成立政府专属职能机构，从国家层面对于储能产业进行有效的监督和管理，组织对储能技术应用的前瞻性研究，明确储能技术在电力市场中的具体应用目标，并制定相关扶持政策。

　　（2）建立健全储能产业的行业标准，确定行业的管理规范及技术指标，在政策方面建立强制性约束机制，在产品方面建立强制性认证机制，为储能产业发展提供政策保障。

　　（3）确定行之有效的中长期发展规划，包括技术层面及产业层面，明确储能技术的研发目标、应用目的及产业发展规模，引导储能产业持续、健康发展。

　　（4）出台行之有效的扶持政策，加大现有政策的奖励扶持力度。出台针对储能技术的产业扶持政策，从补贴、税收、金融、市场等多方面给予支持；出台统一的峰谷电价政策，并在全国范围推广，进一步加大峰谷电价优惠力度，提高用户对储能技术的热情和动力；出台可再生能源、分布式能源系统和智能电网等相关产业配套储能系统的鼓励政策，确定增加储能的电价补偿，保障储能产业的顺利发展。

　　用户加大支持力度

　　储能技术的用户主要为各电力企业，其对于储能技术的接纳程度直接影响储能产业的发展。目前，由于储能技术初期投资较大、部分技术尚不成熟且缺少示范，大多数电力企业对于储能技术尚处于观望中。在目前可再生能源发电不能大规模并网，弃风弃光现象凸显，以及分布式能源系统及微电网大行其道的背景下，电力企业需要加大对储能技术的支持力度，投入更多资源来促进储能产业的快速发展，以解决自身需求及面临的问题。

　　制造商提高技术水平

　　储能技术目前尚未形成成熟的生产线，主要依赖于委托加工或少量的自行研制，生产制造形不成规模，大部分技术尚未完成产品定型，导致生产加工的技术水平较低、加工成本较高，直接影响储能系统的容量、规模、系统效率、运行稳定性、使用寿命和经济性等各个方面，严重制约了储能技术的规模化应用。储能设备制造商需要尽快建立并完善设备生产线，提高加工水平、降低成本，实现产品系列化、生产规模化，促进储能技术的大规模推广应用。

　　作者单位：中国科学院工程热物理研究所

　　该文研究获得了国家“973计划”项目(No.2015CB251302)和国家自然科学基金（地区）合作与交流项目（51361135702）的资助。

　　中国科学院工程热物理研究所储能研发中心

　　暨国家能源大规模物理储能技术研发中心团队介绍

　　中科院工程热物理所储能研发中心暨国家能源大规模物理储能技术研发中心研发团队主要从事大规模物理储能技术的研究与开发，特别是先进压缩空气储能技术、蓄冷蓄热系统、以及微型抽水蓄能系统等。团队现有成员50余人，含中科院“百人计划”，中组部“万人计划”，863和973首席等高层次人才。

　　团队共主持国家863项目、973项目等各类科研项目40余项。已发表学术论文200余篇，SCI收录80余篇，EI收录100余篇。申请专利126项（含国际专利7项），授权106项（含国际专利4项），关于压缩空气储能系统的专利总数列全球研究院所排名第1位。

　　该团队在国际上首次提出了基于超临界过程的先进压缩空气储能系统新原理，解决了传统压缩空气储能系统的主要技术瓶颈。已于2013年建成国际首套1.5MW先进压缩空气储能示范系统；正在研发10MW示范系统，预计2016年完成。1.5MW系统已技术授权给两家公司；10MW系统已通过技术入股的方式成立两家公司。相关成果获北京市科学技术一等奖，并入选了2013年中科院重大成果汇编和2014年中国储能领域十大新闻。