电化学储能技术发展迅速
目前，我国电化学储能发展相对迅速。国内以锂电池为主，发展也相对成熟，其累计运行装机规模占我国电化学储能市场总装机的三分之二以上，在调频辅助服务、分布式微网、户用储能领域的增长速度最快。此外，储能在电动汽车充换电方面也发挥了很好的作用，如建立车电互联(V2G)系统，光储式电动汽车充换电站、需求响应充电等。然而，锂电池储能还处于商业化初期，由于价格高、用于大型储能上尚存在弊端等因素，离大规模推广普及还有一定的距离。
钠硫电池在日本已经实现商业化，在我国还没有完全从实验室走向商业化应用阶段。该技术是目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池，但由于成本高，在我国尚未实现大规模应用。值得注意的是，目前石墨烯锂离子电池在电动汽车和储能领域具有非常强的竞争力，可在几分钟内充满，为此石墨烯技术成为各国研发的头号技术。当前我国在此技术上取得了重大突破。国内最早进入石墨烯领域的上市公司之一东旭光电于今年7月8日推出了世界首款石墨烯基锂离子电池产品。
光热发展仍处于起步阶段
目前，我国的储热项目尚不成熟，还在起步阶段，共有两个示范项目：一个是北京延庆的八达岭项目，规划装机为1.5兆瓦；另一个是青海的中控德令哈项目，规划装机50兆瓦。八达岭太阳能热发电实验电站于2012年8月成功发电，是亚洲首个兆瓦级太阳能塔式热发电站，但目前未有并网消息。中控德令哈10兆瓦塔式熔盐储能光热电站于今年8月21日实现满负荷并网发电。这是我国投运的第一座熔盐储能光热电站，也是全世界第三座熔盐储能塔式光热电站。
青海省除中控德令哈的项目外，还有中广核德令哈50兆瓦槽式光热发电、青海光热电力集团格尔木200兆瓦塔式光热发电和博昱新能源有限公司德令哈50兆瓦槽式光热发电三个在建项目。今年9月1日国家发改委核定了太阳能热发电标杆上网电价1.15元/千瓦时（适用于2016年实施的示范项目），为光热发电行业迎来重大利好。
总体来讲，目前我国应用相对比较广泛的主流储能技术为抽水蓄能、锂离子电池和液流电池。除抽水蓄能外，目前还没有一种技术在成本、安全、稳定性等各项指标上占明显优势。
全球储能发展前景展望
据美国市场研究机构NavigantResearch研究，预计到2024年，全球储能技术收益将突破210亿美元。
就应用领域而言，随着技术升级持续改变电网稳定性、成本效益，储能发展越来越受到可再生能源行业的欢迎。IHS预计，到2018年全球家庭光伏发电电池储能装机容量将达到900兆瓦，其主要增长市场为德国、意大利与英国。
就区域需求而言，由于对可再生能源并入电网的需求，亚洲将占据储能领域的主导地位。市场研究与咨询机构Frost&Sullivan预计，2016年亚洲每年新增太阳能发电量将增加至33吉瓦，年均增长率达28.9%。目前，电池储能绝大多数被用到电网输配环节，未来工业、商业、尤其是居民储能的增长速度会高过电网储能。澳大利亚和日本有望在2016年成为住宅能源存储的主要市场。
就技术路线而言，锂离子电池是目前最具发展前景的技术。IHS预计，到2025年全球储能装置中，锂电池将会占据超过80%。不仅是美国、日本，在南非、肯尼亚、菲律宾等其他国家的电池成本也在持续下降。到2025年，澳大利亚的储能装置安装率将超过5%，成为全球蓄电池的领军。
就中国而言，其储能应用市场前景很大。根据《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》，到2020年示范推广100兆瓦级全钒液流电池储能系统、10兆瓦级钠硫电池储能系统和100兆瓦级锂离子电池储能系统等一批趋于成熟的储能技术。新一轮电力体制改革将为新能源分布式电源和储能应用打开市场。从经济性上看，储能成本会随着规模化应用而快速下降，回收期逐渐缩短，并开始逼近赢利点。在该情况下，预计到2020年我国储能市场累计装机规模将超过50吉瓦。
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