近幾年來，風電的浪費損失非常明顯。中國的風電裝機容量為世界第一，但上網電量卻不足總發電量的2%。據統計，僅2013年，棄風量高達162億千瓦時，占全部風電上網電量的11%。
2014年6月13日，習近平在主持召開中央財經領導小組第六次會議時提出，要大力推動能源消費革命。意即要改變目前高污染、高能耗的能源消費狀況，推廣和應用可再生能源。
儲能發展面臨千載難逢的機遇，而其技術研發、產業運用乃至行業推廣還存在諸多問題
儲能技術，正是解決新能源與電網矛盾的關鍵所在——在電網調度限電時段為儲能裝置充電，不限電時段向電網放電。
然而，相比歐美等發達國家，中國在儲能技術的研發、產業的運用乃至行業的推廣等各方面都嚴重滯后。相當長時間內，儲能在中國的發展近乎停滯。
儲能技術的產業化，是目前亟待破解的難題。
仍處技術示范階段
按照業內的研究，儲能技術大致分為三類：物理儲能、化學儲能和其他儲能。
物理儲能包括抽水儲能、空氣壓縮儲能和飛輪儲能;化學儲能主要指鉛酸電池、氧化還原液流電池、鋰離子電池。
抽水蓄能電站從上世紀60年代出現，目前已應用廣泛、形成規模、技術也相對成熟;鉛酸電池、鋰離子電池、液流電池等化學儲能技術雖然起步稍晚，近年來勢頭迅猛，已有眾多示范性項目。超級電容儲能、超導儲能等以高端技術為主的儲能技術，目前尚處于試點研究階段。
根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)項目庫統計的在建和已運行項目數據，全球儲能市場在2008、2009、2011年三個時間點內實現較高增長，增長率分別為85%、254%和65%;中國在2010年和2011年的累計增長率也分別達到61%和78%。
2012、2013兩年則相對坎坷，國內外儲能示范項目的裝機增長率都有回落。從2012年到2013年僅增長12%;相比之下，中國從2012到2013年增長率為36%，高于全球平均水平。
“儲能產業的增長還非常不穩定，但這并不是商業原因。”CNESA秘書長張靜告訴《?望東方周刊》，單從數據看，儲能產業的增長完全因項目帶動，“美國在2009年規劃了16個儲能項目，增長率就上去了;中國在2011年上了幾個項目，增長率也上去了，然后兩年又下來了。從這點上來看，儲能還沒有大范圍商業推廣。”
接受本刊記者采訪的多位業內專家均表示，儲能的發展還停留在第三階段即示范項目上，沒有真正進入市場。
“從這方面看，我們跟世界的差距并不大，都沒有真正進入商業化運行，都處在一個創新、運用示范和總結經驗的階段。”中國可再生能源學會理事長石定寰告訴本刊記者。
即使同樣處在項目示范階段，中外差異也很明顯。“比如美國，多是綜合性示范，包括商業模式和政策試驗，不像我們僅僅是一種技術性示范。”石定寰說。
在國內，儲能技術示范性項目大多集中在內蒙古、甘肅、青海等西北地區以及廣東、貴州等南方地區。貴州潘孟村儲能電站、南方電網寶清儲能站、赤峰煤窯山風電廠儲能電站等都屬于政府主推的示范項目。
當然，這與儲能技術的現狀密不可分。就全球而言，儲能技術仍需要通過大量示范性項目來不斷完善和改進。
國家發改委能源研究所副所長王仲穎向《瞭望東方周刊》表示：“這是儲能發展的必經階段，也是儲能技術大規模推廣必需的前期準備。技術不成熟就不可能大范圍推廣，也就不可能實現規模化、產業化。”
商業推廣尚需時日
儲能在大規模商業推廣上的停滯現狀并非偶然，就其本身而言確實存在很多不足。其中，儲能應用的投入和收益不平衡是阻礙其市場化的重要原因。
“為什么大家現在不愿意使用儲能?因為還是太貴。主要有兩個原因，一是技術還有待突破、提高效率;二是規模化效應不明顯，成本就很難降下來。”天津大學建筑學院教授朱麗告訴本刊記者。
從技術上說，儲能還不十分成熟，其不安全性、不穩定性、污染性、自放電等問題，以及在電力系統中所需要的較長磨合期，都使一些企業望而卻步。
“如果儲能本身的技術性問題解決不了，商業推廣就無從談起，這是前提條件。”朱麗說。
中廣核太陽能開發有限公司工程管理中心經理謝斌在接受本刊采訪時表示，企業在選擇儲能裝置時最看重性價比。“清潔能源的成本比較高且不穩定，如果儲能裝置的價格太高，那開發者不用說賺錢了，連成本都很難收回。”
中廣核太陽能公司目前在青海省玉樹州曲麻萊縣有一個清潔能源的微電網項目，已經開始運行。謝斌坦言該項目還在虧損，“包括儲能裝置、發電設備在內的投資成本很高，當地的電價又太低，如果國家補貼申請不下來，肯定堅持不住。”
而對于眾多儲能裝置的生產者來說，成本過高并非他們所能控制。“前期研發、實驗、后期投入生產的費用非常大，我們也不希望價格太高，因為影響銷量，但是沒有辦法。”
業內共識是，雖然國家政策對儲能產業的發展至關重要，但儲能不能始終依賴政府的照顧，最終還需回歸市場。如何找到一種合適的商業模式，使得儲能能夠吸引市場的極大興趣，是行業必須思考的問題。
張靜對本刊記者舉例說，拉閘限電對企業造成的損傷很大，特別是一些高精度生產的企業。如果有“清潔能源+儲能”這樣一個相對穩定的電源來輔助供電，企業是非常歡迎的，因為這樣不僅能夠提高生產效率，還能降低生產成本。
但是，諸多商業模式都還處于構想階段，實質性項目少之又少。張靜和石定寰都強調現階段應加快推進儲能商業化的示范項目。
“技術上與國外差距不大，但由于國外綜合管理比我們強，就能更快地投入應用、產生效益、占領市場。”石定寰說。
借勢新能源
“一個風電場本來可能有2000小時發電量，如果棄風30%~40%話，就沒有收益了。在此情況下，如果你投資的儲能達到一定比例，是可以保證幾年內收回成本的。”謝斌說，像中廣核這樣的新能源開發商，看重的還有儲能對于投資成本的回收。
一個裝機規模80兆瓦、儲能容量8兆瓦/16兆瓦每小時(效率80%、循環壽命>10000次)的風電存儲項目，平衡輸電的年收益能達到224萬元。
據CNESA項目庫不完全統計，截至2013 年底，全球共有40個風電場儲能項目(含運行、在建及規劃中的項目)，總裝機量約為241MW。
“隨著可再生能源在我國能源消費中的比例不斷提高，儲能勢必會有巨大的市場，這既得益于國家的政策驅動，也與儲能本身的技術性能相符合。”王仲穎說。
分布式發電及微電網也成為近年興起的一種儲能利用形式。分布式發電是指位于用戶所在地附近，不以大規模遠距離輸送電力為目的，所生產的電力除用戶自用和就近利用外，多余電力送入當地配電網的發電系統。
按照國家能源規劃，到2020年，中國分布式發電的裝機容量將達到2.1億千瓦，占全國總裝機量的11%。
CNESA的數據顯示，截至2013年底，分布式發電及微網已經成為儲能最熱點的應用領域之一，中國在項目數量及總裝機容量方面僅次于美國，排名第二。
從全球已經開展的項目來看，包含儲能系統的分布式發電及微網項目，主要應用于社區、偏遠地區。其中，海島和偏遠地區分別占總項目的12%和9%，主要分布在中國。
就中國來說，分布式發電及微網在青海、甘肅等西北高海拔地區，以及廣東、海南等沿海省份的部分島嶼，都已有成功實踐。
對于普通用戶來說，儲能系統在分布式發電及微網中的應用能夠大大降低電費。這種系統一般配合太陽能屋頂工程承建，可存儲中午多余電量用于夜間使用。以北京郊區的一個四口之家為例，每天耗電8.5度。如果配置5千瓦光伏、5千瓦每時的儲能裝置，每年可為該用戶節約電費1642元。
據了解，“十二五”期間，我國將在北京、上海、江蘇、廣東、山東等地區開展城市建筑屋頂光伏發電，在西藏、青海、內蒙古等偏遠地區推廣使用光伏發電系統或建設小型光伏電站。
謝斌告訴本刊記者，中廣核集團目前正與海南省三沙市政府合作，計劃在西沙群島部分島礁建立微電網儲能系統，以解決這些島嶼的供電問題。
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