作为可再生能源并网的关键技术，可再生能源的快速增长也带动了储能产业的发展和成熟。回顾2014年的储能市场，从政策到应用，有几件推动产业发展的大事值得一提。

分布式光伏发电的系列推动政策为光储模式打下基础

从2013年底起，分布式发电相关支持政策及补贴陆续出台。国家能源局出台《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》，鼓励各类电力用户、投资企业、合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目；要求分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式；对于享受电量补贴政策的项目，由电网企业向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费；对于经济开发区等相对独立的供电区统一组织建设的项目，余电上网部分可向该区内其他电力用户直接售电。

此外，能源局还下发了2014年光伏发电建设规模的预案，要求在不弃光限电的情况下，2014年光伏发电的建设总规模达到12GW。其中，分布式光伏8GW，首次超过集中式地面光伏电站。在此办法出台后，财政部也发布了分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等一系列政策，降低了用户自发自用的成本。在发改委明确全国范围内分布式光伏补贴标准为0.42元/kWh之后，一些省市为扶持本地光伏制造企业，相继出台了地方补贴政策，在国家补贴之上追加一次性投资补贴或度电补贴，刺激产业迅速发展，使其在成本高的现状下，也能形成规模化。这些意见、政策的相继出台，表明了国家大力发展分布式光伏发电的决心，并将其作为引导光伏市场应用的重点方向。

中国分布式光伏的市场建设仍处于起步期，还面临着例如建设融资、并网接入、补贴政策落实、以及运行维护等问题，但希望随着政策的不断推进、经济性提升、市场需求的夯实、运营模式逐步建立，分布式光伏市场的发展将走上正轨。这也给未来光伏+储能模式的项目建设打下了基础；光储模式在提高可再生能源利用率的同时，还能够使用户侧的用电更加可调可控，加强了对用电成本的管理控制；通过需求侧管理，这些光储项目还可以辅助电网调峰。储能的参与可以使分布式可再生能源的利用更加灵活有效，服务于用户侧的同时也对配网运行有一定的益处。

新一轮电力改革方案即将出台，绿色低碳节能的能源革命是核心，为储能在电力系统的应用提供广阔市场

倍加瞩目的新电改方案已获原则性通过，待批复后发布。新电改方案提出“四放开、一独立、一加强”：发电计划放开，即政府将不再制定发电计划；电价放开，除了输配电价由国家核准之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易；配电侧放开，新增的配电网，要允许社会资本进入；成立售电公司，允许民间资本进入；交易机构独立；加强电网的规划。为了未来能够有效推动电价改革，发改委已经展开了在深圳市的输配电价试点，出台《深圳市输配电价改革试点方案》。广东省发展改革委应按照试点方案的要求，尽快提交首个监管周期深圳市输配电准许收入及价格水平测算报告。据分析，深圳本次输配电价改革的试点意义在于，政府可以摸清电网输配环节的成本，为下一步改革积累经验。

长期关注并参与电力体制改革的专家，肖鹏与曾鸣两位老师在近期发表的“电改关键不是拆分”一文中表示：“新一轮电改本质上不是上一轮电改的延续，而是打造一个新型电力治理体系。”新一轮电改的目标是建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系；在开源的同时，还要节流，确立需求侧节约资源等同(等效)于替代供应侧供给资源的新观念，统筹兼顾电力供、需两侧的改革。

需求侧的改革将是重点。两位专家还提到：“以分布式发电和微电网为标志的多元电力供应体系已是当代国际能源技术革命的大势所趋。”分布式发电在供电的同时还可以利用余热为工商业和家庭用户提供热电冷联产，降低碳排放并提高总体发电效率，极大地提高了能源利用效率。分布式发电与微电网的结合，不仅可以就地提供电力资源，还可以服务于电网调度，提供调频、调压、备用电源等辅助服务，有效地提升电力系统的供电安全和应急备用能力。储能系统应用于需求侧可以充分发挥其技术的灵活性和快速响应优势，电力需求侧的改革将为储能产业的发展开辟新道路。

电动汽车产业快速发展，带动储能发展

中国的新能源汽车产业发展思路是以公共服务领域为重点推动新能源汽车的示范应用，主要包括公交、出租、末端物流、公务领域、环卫车等。近期，我国新能源汽车的发展围绕着提高电池技术水平、降低电动汽车成本和完善充电设施建设等三大方面，大多数产业扶持政策也将以此为落脚点。截至2014年底，国务院、发改委、工信部、财政部、科技部等部门先后出台了20余项专门针对新能源汽车的产业扶持政策，激励并引导新能源汽车产业发展。政策内容涉及示范推广、发展目标、财政补贴、税收减免、基础设施建设等多个方面。

《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）》提出，到2015年，纯电动汽车和插电式混合动力汽车累计产销量力争达到50万辆；到2020年，纯电动汽车和插电式混合动力汽车生产能力达200万辆、累计产销量超过500万辆，燃料电池汽车与国际同步发展。关于动力电池技术性能和成本，规划也指出，到2015年，动力电池模块比能量达到150Wh/kg以上，成本降至2元/Wh以下，循环使用寿命稳定达到2000次或10年以上；电驱动系统功率密度达到2.5kW/kg以上，成本降至200元/kW以下。到2020年，动力电池模块比能量达到300Wh/kg以上，成本降至1.5元/Wh以下。有关充电设施建设，《能源发展“十二五”规划》提出，到2015年，形成50万辆电动汽车充电基础设施体系。我国明确提出把新能源汽车充电设施作为城市公共基础设施，纳入城市建设发展总体规划。此外，《关于加快新能源汽车推广应用的指导意见》中还对基础设施建设的规划用地政策、市场准入、建设资金补贴、用电价格等提出了要求和规定。从应用推广角度，国家要求新能源汽车推广应用城市新增或更新公共服务领域车辆中的新能源汽车比例不低于30%；2014年至2016年，中央国家机关以及新能源汽车推广应用城市的政府机关及公共机构购买的新能源汽车占当年配备更新总量的比例不低于30%，以后逐年提高。

受500万辆新能源汽车发展前景的鼓舞，许多国际大型电池厂商纷纷加大了对中国动力电池市场的布局。近期三星SDI、LG化学、SK集团等韩国电池企业纷纷提出了在中国投资建厂、扩大动力电池产能的发展计划。同时，以尼桑、福特、宝马、通用等汽车公司为代表的国外企业也都非常重视动力电池的二次利用。未来，以电动汽车动力电池为储能电源的市场发展类型主要包括四种：光储式电动汽车充换电站、车电互联（V2G）、需求响应充电以及电动汽车电池二次利用。

美国加州通过1.325GW储能采购计划，刺激了全球储能应用的发展

根据美国加州AB2514法案，加州公共事业委员会（CPUC）通过了“储能采购框架和设计项目”，确立了三大公共事业公司（太平洋电气公司、南加州爱迪生电力公司和圣地亚哥电气公司）到2020年将完成1.325GW储能采购的目标。此外，非营利性的公共事业公司（包括能源服务供应商和社区电力合作社）需要采购年最大负荷1%的储能。在这个采购目标中，CPUC要求每个项目都必须做经济性分析，并且可以使用美国电科院（EPRI）和DNV GL的模型来分析每个项目。这个采购计划既不是资金补贴也不是储能示范的推广，真正的目的是为了帮助储能产业走向商业化。因此储能经济性分析尤为重要，这直接决定了该类型的项目能否推广，CPUC和相关的合作方已经列出了储能经济性分析的关键步骤，一系列科学有效的分析方法正在不断的完善中。

同时，美国加州也将自发电激励计划（SGIP）的资助期限延长至2019年。SGIP 要求加州公共事业委员会通过提供资金的方式支持州发电商的电力用户就地安装分布式发电技术。至2019年，预计每年能为“用户侧”的发电技术提供8300万美元的支持。在加州公共事业委员会强制安装1.3GW储能的政策下，到2020年加州三大公用事业公司将在电网的终端用户侧安装200MW储能，SGIP的资金将越来越多地用于资助储能。加州对储能的采购计划在推动了储能在美国商业化发展的同时，也象一剂强心剂刺激了全球储能应用的发展，让更多的储能从业者和参与者看到了储能走向商业化的曙光。

国内外政策在一定程度上都起到了推动储能产业的健康、持续发展的作用。2014年，储能产业的装机容量及项目建设也呈现出稳步增长的局面，但降低系统成本、加强应用经济性评估和建立一个适合储能参与电力系统运行的新机制仍是产业发展面临的重要问题。

2014年全球储能发展现状

近年，储能市场一直保持较快增长。据CNESA项目库不完全统计，截至2014年底，全球储能在电力系统的累计装机总量（2000年-2014年累计量）为840.3MW(不包含抽蓄，压缩空气储能及储热)，年复合增长率(CAGR)达到135%。

从全球储能市场看，（不包含抽蓄、压缩空气和储热项目）美国和日本的装机容量占前两位，比例之和超过 80%；2014年，中国的累计装机比例从2013年的7%上升为10%。 从全球技术分类上看，钠硫电池的装机比例仍占第一位，为40%，但比2013年下降了6个百分点，锂离子电池的装机比例为35%，位居第二，排名第三的是铅蓄电池，占11%；在中国市场，锂离子电池的应用比例最高，超过70%。从全球应用分类上看，储能技术较多地应用于风电场/光伏电站、输配侧和辅助服务市场。与国际市场不同，国内储能在用户侧的装机比例占到50%，大部分是分布式微网项目。

图1：全球储能项目累计装机规模 (MW) 2000-2014

数据来源：CNESA项目库，2014

2014年中国储能市场仍保持较快的增长，2014年的累计规模为81.3MW，比2013年增长55%，增长主要来自于用户侧的分布式微网项目，特别是8月投运的比亚迪20MW、2小时的储能电站，是增长的主要动因。电站由比亚迪电力科学研究院自主承建，建设容量20MW/40MWh。整个电站由59000节220ah电芯，128个160kw PCS能量转换系统组成，设计寿命20年。目前电站的主要功能是平滑光伏发电，峰谷电量搬移。另外，海岛项目的建设也是2014年中国储能市场的亮点，比较典型的两个项目是南麂岛微网示范项目和鹿西岛并网型微网项目。和风北镇的储能项目是2014年安装在风电场的主要项目。

表1：2000年-2014年中国储能市场容量（不包含压缩空气和储热项目）

数据来源：CNESA项目库，2014

展望

2014年是储能产业满怀希望、稳步发展的一年。在国际市场，加州的1.325GW储能系统采购量给储能产业参与者更多的信心和希望；加州SGIP补贴政策的延长，也为储能盈利模式的探索创造了更多的机会。与此同时，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，逐步完善并走向盈利，给储能的商业化应用打下了初步基础。加拿大、英国、美国的纽约州、韩国及一些岛屿国家的政府也纷纷出台了针对储能采购的相关政策和规划，增加了储能应用在全球市场的覆盖率，也为储能厂商推广产品提供了更多的市场机遇。在技术研发方面，一些政府资助的储能技术研发项目继续向前推进，美国先进能源研究计划署（ARPA-E）、欧盟等都在持续对储能技术的研发投入支持资金。

在中国，政府、电力系统、用户和投资机构对储能的关注度也逐步升温。科技部“十三五”规划储能领域研讨会于今年8月底在深圳召开。会议针对储能在能源发展中的战略需求、国内外储能技术发展趋势、储能子领域科技发展的思路以及“十三五”期间储能领域发展的重点任务与重大工程进行讨论，“十三五”期间储能将是科技部重点支持的方向之一，科技经费将持续支持储能的前沿技术、示范应用及对商业模式的探索。新一轮的电改，特别是电价改革和用电侧的开放政策都将为储能开拓出新的增长点。从应用角度，电动汽车充电设施的建设、用户侧需求响应管理、光储模式等都是具有发展潜力的应用方向。根据CNESA预测，到2020年，中国的储能市场规模有望超过100GW，其中70GW为抽水蓄能，另外的30GW则来自于以压缩空气储能和电池为主的其他储能技术。