不斷升溫的儲能正成為新能源領域的另一塊“掘金熱土”。隨著商業利用案例愈發增多，儲能在市場化道路上幾近成熟。同時，在兩大電網公司相繼出臺的利好政策中，儲能再次嶄露頭角，靜候爆發時機。

作為新能源發展“最后一公里”，儲能有望在2019年得到前所未有的“加速度”。

日前，國家電網公司發布了《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，國家電網將在電源側、客戶側、電網側等方面發展電化學儲能。具體來看，在電源側方面，支持新能源發電配置儲能；支持常規火電配置儲能。在客戶側則將優先在電網調節有困難、改造升級成本較高的地區投資建設。同時明確了儲能接入管理，電源側儲能和獨立的純調峰調頻儲能的接入，參照常規電源接入管理辦法執行。

業界分析普遍指出，該份文件立意與指向均非常清晰，厘定了國家電網各級公司發展儲能的邊界與重點，同時也首度公開明確了國網公司追求的儲能政策機制方向。南方電網也延續著類似的風向。在其近日印發的《關于促進電化學儲能發展的指導意見》征求意見稿中，也涉及深化儲能影響研究、推動儲能技術應用、規范儲能并網管理、引領儲能產業發展這四大重點任務。

從上述多項政策的密集發布，可以看出，儲能將會獲得進一步的發展。而這也很大程度上，源于儲能產業在解決“棄風棄光”消納問題上同樣發揮出色。所謂儲能，是通過化學或物理方法將二次能源存儲起來，實現能量的時間和空間轉移。系統廣泛應用于電力系統發、輸、配、用各個環節，典型應用領域主要包括：發電側、輔助服務、電網側、可再生能源領域和用戶側。

正如眾多業界專家預測，以信息技術和儲能技術為主要特征的多能互補成為能源可持續發展的新潮流，并最終改變未來能源格局的重要抓手之一。在新能源發電領域配套建設儲能電站，則很好解決了新能源消納難題。相對于單獨的光伏發電，加入儲能系統后，光儲聯合跟蹤調度誤差明顯減小，儲能系統提高了光伏發電跟蹤調度計劃的能力。同時，新能源發電側建大型儲能電站，具有規模大、設備單位成本低、土地建設投入少、電網配套投資低等優勢。

在商業化應用方面，在用戶側通過峰谷電價差實現套利、在電網側探索試行容量電價、在發電側推動建立靈活電源補償機制等模式的實踐逐漸增多。但在目前儲能產業政策尚未清晰的情況下，儲能項目能夠做到微利已屬不易。現階段，包括峰谷電價差套利、輔助調頻服務收費、用戶側儲能系統參與需求響、電網提供輔助服務在內的四大方面，成了儲能增加收益來源以及催生多元化商業模式的重要渠道。

“現在儲能電站盈利性不明顯，融資也比較難，但兩三年內或有極大改觀。”業界資深人士坦言，2019年除了這兩種盈利模式外，包括分布式儲能、集中式可再生能源儲能和電網側儲能等新的盈利模式也將逐步成熟。未來，用戶側儲能的商業模式有望與電網側逐步融合。誠如“投資+運營”的商業模式比較普遍，即產權歸資方并由其負責全生命周期運營，當峰谷價差大于0.75元時，具備盈利條件。

由于經濟穩中向好、“煤改電”項目持續推進，各省電力缺口急劇擴大，儲能便成為了繼光伏之后各企業競相角逐的又一新目標。按照國家發改委、國家能源局等部門的統計，我國儲能2025年將達到24千兆瓦，尚有幾十倍的發展空間。而儲能應用場景的復雜性決定了儲能電池技術的多元化發展方向。“未來針對電力調峰儲能的大容量電池和電力調頻儲能的大功率電池，還有待技術的創新突破。”