这几年，无论是在用户侧、电力辅助服务，还是新能源并网等领域，储能发挥的价值越来越明显，但是，受经济效益的影响，储能商业模式依然在探索中，未来储能的真正发展空间在哪里?它的潜力究竟要怎样挖掘?
根据储能联盟的不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%，其中，抽水蓄能占比最大，接近99%，其次是电化学储能装机规模，达到389.8MW，同比增长45%。从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，2017年，用户侧领域的新增装机规模所占比重最大，为59%；其次是集中式可再生能源并网领域，所占比重接近25%。
储能为新能源提供“增值服务”
目前新能源占比越来越高，能源结构正在面临转型，这些能源革命为能源互联网的发展和催生提供了一定的机遇。能源互联网最大的特点就是互联网+的特性，而储能是能源互联网的基石，也是能源战略实施的关键要素。新能源快速发展带来的电力系统灵活性和消纳问题，暴露了传统电力运行和调度机制存在的瓶颈，也进一步提高了储能在集中式可再生能源并网领域的应用价值和发展潜力。未来光伏、风电、水电等新能源将占国家能源很大的比重，储能行业对整个国家的能源行业而言是非常重要的。近年来，国家也在推动多能互补、风光储输等示范工程，储能不仅能促使新能源更有效的利用，减少弃风弃光，同时，也可以平抑发电出力，提高电能质量，参与电网负荷平衡。
在新能源并网领域，拿光伏为例，最初的时候，光伏成本很高，企业的精力都投入到降低成本、技术研发等方面，但随着市场成熟，技术突破，太阳能发电的成本快速下降，未来有希望实现平价上网，这就为储能发展带来机遇，储能可以改善光伏发电的质量，减轻电网调频压力，目前有很多光伏+储能的项目投入运行，通过实践证明了储能在新能源并网领域发挥的价值。
2017年，陕西省定边县光伏发电装机容量达到150万KW，2016年，定边县弃光率约10%。陕西定边10MWh锂电池储能项目通过削峰填谷缓解当地光伏电站弃光现象，该项目采用猛狮科技自主研发设计的模块化MW级并网集装箱式电池储能电站技术，该项目联合光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。
市场化是储能在电网的出路
电力系统分为发输变配用五个环节，厘清储能在各个环节的应用价值，就能通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。
在发电侧，储能可以参与电力辅助服务，例如调峰调频、现货市场等，我国电力辅助服务市场依然在探索期，关于电力辅助，服务定价、交易机制尚未完善，很多计划参与辅助服务的储能企业存在观望态度。在调峰调频方面，随着新能源装机量的上升，为保持稳定性和实时平衡性，调峰调频需求激增，为储能企业提供参与调峰调频的巨大市场，然而，目前我国电储能参与辅助服务仍然是“躲在”火电机组之后，电储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。但随着各地辅助服务市场建设工作相继启动，储能有望在调频辅助服务领域率先实现商业化应用。而对于现货市场而言，当规模化的储能电站能够参与现货市场，对抑制电价波动以及电网安全运行都有一定的益处。只要市场化定价、市场化提供服务，储能就会有更多的发展空间。目前来说，储能应用最多的是联合火电机组进行调频，这具有很多优势，比如调节速度快、调节精度高、响应时间短、提高调节深度，同时，机组性能指标得到提升，减少AGC及调峰考核，增加AGC补偿费用。
在储能参与电力辅助服务方面，北京睿能世纪采用储能系统和火电机组联合运行，构成新的电力调频电源，既解决了传统火电机组调节速率慢、折返延迟和误差大的缺点；又弥补了储能系统由于能量有限会增加电网调频难度的劣势。以晋能集团山西光热电厂9MW储能联合调频项目为例，该项目为火电机组配套建设容量为9MW/4.5MW的先进储能系统，改造后的发电机组AGC调频性能Kp达到5.0以上，储能系统总体充放电效率约为88%，电厂AGC调频考核补偿扭亏为盈，明显提升企业效益。
在输变电环节，由于我国的电网太坚强，不像国外电网建设规模不大，所以输电和变电应用储能的可能性不大，近几年看不到机会。
而在配电环节，众所周知，这是一个较薄弱的环节，以广东为例，部分地区配变低电压问题很突出，用户投诉问题严重，临时改造线路扩容升级耗费时间，这时储能就被大家注意。然而，据有关人士透露，从成本方面考虑，初步算下来储能的成本会比升级改造变压器和线路要贵一倍以上，这是个难题，如果未来储能电池的成本能下降，配电侧的市场是很大的。
在用户侧，据统计，2017年储能新增装机中，用户侧储能装机占比最多，无论是削峰填谷，还是需求侧响应，储能发挥的价值都已经被证实。对企业而言，最普遍的盈利点就是峰谷价差，但是单纯靠峰谷电价差，储能的价值不会被完全体现；即使成本降至很低，也不能体现出储能调节性能非常好的特点。
由南都电源投资建设的无锡新加坡工业园区智能配网储能电站，提供了一个很好的示范。该储能电站总功率20MW，总容量为160MW，是目前全球规模最大的商业化运营储能电站，该电站投运之后，每天高峰时段可给园区提供2万KVA负载调剂能力，降低了工业园区变电站变压器的负载率，缓解了工业园区变压器的增容速度。
对于电网而言，储能给电力系统带来的最大冲击是运转模式的改变，包括商业模式，如果能回归电力系统的真正商品属性，储能的发展空间会非常大。
任何一个行业的发展，都是不可以完全依靠政策去发展的。对储能而言，政策不能作为未来发展的依靠，而一定要借助市场化运作，产生聚合效应；通过一主多辅的形式，在发挥主功能的前提下，也能响应平台的调配，发挥其它辅助的功能、享受其它的盈利模式、充分发挥储能的资源、响应电网的调峰调频、形成商业模式，这才是储能在电网未来的发展方向。
动力电池的梯次利用是储能的另一个东风
2017年，新能源汽车销量达到了77.7万辆，据预测，我国马上将迎来动力电池退役的高峰期。国家也出台了很多相关政策，以此来促进动力电池回收利用行业的发展。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，退役电池储能市场的兴起会加速。动力电池回收可以分为拆解和梯次利用两大方面，动力电池的梯次利用可以带来很多好处。目前新电池成本比较高，这是限制储能大规模推广应用的重要原因；而梯次利用能降低储能的工程造价，同时比较环保，有良好的经济社会价值。
这几年国内外很多机构都开展了梯次利用的研究。在国内主要有三类参与到其中，第一类是电动汽车企业，比如比亚迪、北汽新能源等；第二类是储能用户，像铁塔集团、电网公司等；第三类是属于第三方做储能的机构，比如上海煦达。而国外做梯次利用的主要是车厂。
在国内，已经有动力电池梯次利用的项目顺利投运，上海蔚来汽车在2018年2月25日之前，建设完成2个梯次利用储能电站，北京普莱德新能源电池科技有限公司建设了MWh级梯次电池储能系统，是国内首次MWh级梯次动力电池储能系统应用，以退役汽车电池包(磷酸铁锂电池)作为主体，经过双向PCS，并通过中低压配电室接入到用户端配电侧网络。
据了解，梯次利用可以降低项目的投资成本，减少回本周期，很多企业都已经布局其中。但是，梯次利用有以下几方面还需进行探索与突破：
一安全方面：由于早期的电池性能较差，没有考虑到后期回收等问题，在设计上存在尺寸不统一、参数各有不同、追溯信息不完整等问题，导致电池的梯次利用存在很大的安全问题。
二技术方面：动力电池梯次利用要经过检测、拆解、重组等环节，而在电池的检测环节上，并没有先进的技术与标准，并且目前大部分还是依靠人工检测。同时，早期电池并没有统一的标准，这对电池的重组造成了很大的困难。
三成本方面：动力电池拆解、检测、重组等环节都需要耗费大量的人力、物力、财力等，很多企业在技术上还没有很大突破，这在无形之中又增加了梯次利用的成本。
随着动力电池退役量的增大，以及国家政策上的支持，梯次利用市场一定会迎来爆发!
微电网、多能互补、电力辅助服务、现货市场等，储能无论是借助于政策支持，技术突破还是成本下降，都肯定会迎来春天。
原文来源：北极星储能网
