关于电池储能，小编想谈几点看法：
一、电池储能地位
从外部来看，我国是一个能源进口大国，60%的一次能源依赖进口，这给能源安全战略带来很大风险；从内部来看，我国电源结构体系中，煤电消耗占比60%以上（2016年以前），改善能源结构，积极发展新能源和清洁绿色能源无疑成当务之急。
风能和太阳能是新能源发电的绝对主力，但均具有波动大、难预测等特点，而电池储能具有调度响应快、配置灵活、控制精准、环境友好等特点，成为新能源发电的最佳搭档，这已是行业共识并得到了国家相关部门认可。
虽然燃气发电和抽水蓄能电站也能完成一部分新能源调峰工作，但平滑输出和调频效果远不及电池储能。集中在同一个地方的风电与光伏发电虽然可自然平衡一部分输出波动（如风光互补效应），不过既无风又无光的时刻也会时有发生，因此配套一定规模的电池储能电站是新能源电站实现跟踪计划发电的终极选择。
据国家权威部门预测，到2030年，我国风光发电装机容量将达到8.33亿千瓦。假设按2%的比例来配套储能，新能源发电配套用储能装机将至少达到1600万千瓦。与新能源发电配套的储能电站有多种存在形式，光储一体、风储一体、风光储一体等，从使用效果、利用效率、调度方便和商业模式等几方面综合考量，笔者认为百兆瓦以上规模的独立储能电站将占主流位置。
二、电池储能价值
电池储能既有经济价值，更有社会价值（经济价值以外的各种价值），从某些角度来看，其社会价值远超过其经济价值，比如其军事价值、电力安全价值、能源战略价值等。仅从经济价值来说，主要看其规模大小和使用场合，如充电宝只能解决一两个手机用户一天的移动使用问题；家庭储能或备电应急储能电源，只能解决一家一户的部分用电或临时停电问题；用户侧储能通常只考虑利用峰谷电价差削峰填谷以及需求侧响应等问题。
上述列举的几种储能应用的经济回报期都比较长或者没有，甚至还存在一定的投资风险（比如用户侧储能就有可能因为峰谷差价变小而延长预估回报期）。相比之下，大规模储能（100MWh以上）因响应速度快和控制精准以及具有双向调节等特性，如能被电网调度使用在调频调峰等电网安全策略领域，社会价值巨大，同时回报也丰厚（主要是调频服务费、容量服务费等），然而前提是要有开放的电力市场（包括电力辅助服务市场）。
三、未来电池储能的主战场
尽管新能源微电网、分布式光伏发电以及用户侧调峰（削峰填谷）都会用到储能技术，笔者认为电池储能大规模应用领域将是电网侧输配电等方面。百兆瓦以上规模的、独立的、可被电网直接调度的电池储能电站，不仅可以保证电网的供电安全，还可以提高局部地区电能质量，电池储能甚至还将颠覆传统的电网设计理念和设计规则，提高设备利用率，减少资源浪费，延缓增容建设周期。随着未来电力市场的逐步放开，电力现货交易和电力辅助服务市场必将催生大批储能电站的诞生。
四、大规模电池储能应用的主要壁垒
近两年在一些会议上经常会听到一些如“储能技术不过关”、“电池成本太高”等言论，这与我们现有对储能的认知相去甚远。从机理上来讲，电池储能技术与电动汽车技术同宗同源。以比亚迪电动汽车和电池储能为例，使用的是同样的动力电池，电池管理系统（BMS）和换流系统（PCS）也基本采用同样的技术和产品，一部电动汽车就是一个小型移动储能电站。一个有目共睹的事实是，近几年我们国家电动汽车市场发展迅速，很多成熟技术已经处于国际领先水平。由于电动汽车市场规模迅速增大，动力电池价格也在逐年下降。预计2018年储能用磷酸铁锂电池电芯价格将达到每瓦时1元水平。按此价格计算，2小时磷酸铁锂电池储能电站的整体造价已经降到抽水蓄能电站的1/2以下水平（目前抽蓄电站千瓦造价约6000元）。在标准工况（室温25±5摄氏度，充放电倍率0.5C，95%DOD）下，磷酸铁锂电池的循环寿命可达8000次以上（70%以上剩余容量）。按此计算，2小时磷酸铁锂系统的度电成本约为0.25元，与火电成本相当。以上计算仅是衡量电池储能经济价值的参考方法之一。储能价值体现在，尽管电池储能系统本身并不能发电，但是在电网的发、输、配、用各个环节中，电池储能意义重大，需要逐步认识、不断发现。
根据中关村储能产业技术联盟全球储能项目库的不完全统计，截至2017年第三季度，全球已投运电化学储能项目累计装机规模达2244.4MW。就此来看，笔者认为影响中国电池储能市场发展的主要原因不在于技术和成本，而在于电网观念的转变、电力市场的开放程度以及国家的扶持政策等方面。可喜的是，国内正在逐步开放电力市场，一种可能的情况是在华南和华东两个经济发达地区（或许还有西北地区）先行试点，逐步开放电力现货市场和电力辅助服务市场。此外，售电市场也将同步开放，未来的3-5年内，中国开放的电力市场值得期待。
近期国家能源局发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，无疑是电池储能行业的政策利好消息，虽然距离落地实施还有一段距离，但中国已走在全球最大电池储能市场的征途中。
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