近年来风电、太阳能等可再生能源发展迅速，因其清洁性、无排放、可再生等优点受到推崇；但另一方面由于风、阳光受气候条件左右，不可控，波动、间歇，甚至被有的观点称为垃圾电而被排斥，弃风现象大受垢病。因此在风电、太阳能发电场中引入储能装置，以改善电网稳定状况、减少弃风现象，越来越受到重视。既使是在常规燃煤发电厂，为保证矿山、数据库等特殊要求的稳定供电，提高电厂运营效率，也有引入储能装置的情况。
随着智能电网、分布式供电等新技术的推广应用，储能的作用进一步突现出来。我国也在张家口搞了风光储示范，辽宁法库风电场也建设了5MW全矾液流电池储能装置。在电网中建设储能装置可简单比喻为电路中如只有电源、电阻（用户），电路不够稳定，加上电容后电路稳定性大大提高。为深入了解国际储能技术现状和发展趋势，为我国储能行业的快速发展参考，现整理汇总储能技术在电力系统中的应用、定位和价值分析、国内外储能应用现状及产业政策等相关情况。
关于各种储能技术
按照电力系统应用领域划分，储能可分为功率型储能和能量型储能两种，能量型储能主要用于高能量（电能）的调配和管理，典型应用如调峰电站；功率型储能主要用于瞬间高功率输入和输出场合，典型应用如用于电网调频。
按照技术类型划分，储能技术主要包括物理储能和化学储能。物理储能主要包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能。前两种储能系统具有规模大、寿命长、安全可靠、运行费用低的优点，建设规模一般在百兆瓦级以上，储能时长从几小时到几天，适用于电力系统的削峰填谷、紧急事故备用容量等应用。其中抽水储能是目前在电力系统中应用最为广泛的储能方式，全球总装机容量达127GW，占储能总装机容量的99%。但两种储能技术也都有建设的局限性。飞轮储能具有响应速度快、转换效率高、比功率大等优点，可以实现与电力系统的实时高功率补偿，特别适合电力系统用功率型储能技术，但目前技术未达到实用化要求，尚需要技术积累和产业配套发展。
化学储能包括铅酸电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、锂电池和金属空气电池等，相比于物理储能技术具备系统简单、安装便捷以及运行方式灵活等优点，建设规模一般在千瓦至百兆瓦级别，适用于电力系统分散式的储能设备，是目前电力储能在风电、太阳能等领域应用发展的重点。
在化学储能技术中，铅酸电池是比较成熟的技术，具有价格低廉、安全可靠等优点，但其循环寿命短、不可深度放电、运行和维护费用高等问题，使铅酸电池只能运行在浅充浅放或备用的工况，主要作为电力系统备用电源使用。铅炭电池是对传统铅酸的电极进行改良，一定程度提高了电池充放电寿命，用于电力系统备用和短时功率型工况。钠硫电池是以金属钠和液态硫为活性物质，工作在300℃的高温型蓄电池，具有储能密度高、转化效率高等优点，适用于电力系统调峰和调频应用。目前钠硫电池累计装机约304MW，但2011年两起着火爆炸事件使用户关注其安全性的隐患。锂电池具有高比功率和高转化效率的优点，特别适用于电动汽车等移动式储能方式，近年来在电力系统备用电源及电网调频等方面的应用也备受关注。液流电池近些年发展迅速，其安全性好、寿命长、系统设计灵活等优点使其作为电力系统调峰、调频、可再生能源并网、分布式供能等储能装置有广阔的空间。
化学储能技术适合于电力系统分散、灵活的储能布局，目前技术的发展呈百花齐放局面，液流电池、锂电池、钠硫电池、铅炭电池是目前电力系统用储能的主流技术。高安全性、高可靠性、高性价比、高能量效率、长寿命是储能技术的发展方向。
关于储能技术在电力系统中的应用和价值分析
近几年太阳能、风能等可再生能源发电在电力系统中比例逐渐增加，给现有电网的安全运行和高效调度带来了新的挑战，智能电网则成为推动新能源发展及保障电网安全的重要载体。储能技术尤其大规模储能技术是智能电网在发电、输电、配电、用电四大环节调节电能质量、优化能源效率等主要目标的实现手段，逐渐成为构建智能电网不可或缺的关键环节。
可以看出，储能在整个电力系统中的作用体现在“调剂、优化、提高、保障”，即调剂全系统内电能的高效和灵活分配，优化全系统设备的资源配置和利用、提高全系统的运行效率和电能质量、保障全系统稳定和安全运行。其中储能的必要性体现在保障电网安全，实现全系统的能量管理，接纳可再生能源；经济性体现在优化设备的配置、提高全网的效率；技术先进性体现在相比于传统调峰、调频、旋转备用设备来说其快速、准确的响应性和高效率等方面的突出优势。
当前，储能在电力系统的细分领域应用主要包括可再生能源接入储能、电网调峰/调频储能、配电侧分布式储能和用户侧分布式微网储能几种，储能在这些应用中具有直接和间接经济价值。
综上，投资者（发电公司、电网运营商、用户侧）衡量储能的价值除考虑各个应用模式下的直接收益外，更多的要衡量储能对全系统内的综合性价值，包括设备投资减少、运营费用降低、发电/用电效率的提高等，另外开放的电力交易也会增大储能的市场竞争力。通过已运行的储能示范项目积累，建立不同模式下系统经济模型，通过产业政策全局把握，推动储能行业的发展。
关于化学储能技术的应用现状
目前，全球在电力系统中运行的储能设备总装机容量达到127GW，其中99%的储能设备为抽水蓄能技术，化学储能技术总装机容量约520MW，其中钠硫电池304MW、锂电池116MW、液流电池20MW、铅酸电池（包括铅炭电池）80MW。
钠硫电池是目前装机规模最大的化学储能技术，主要应用于配电网的分布式储能，延缓负荷增长时对配网设备和线路扩容升级的投资。锂电池和液流电池近些年技术发展很快，在电力系统中的应用逐渐增多。锂电池的主流技术包括碳酸锂、磷酸锂铁、聚合物锂电池和锰酸锂电池等，偏重于电力系统的功率型应用，包括调频、调压及波动控制等。液流电池中技术最成熟的是全钒液流储能电池，也有研究机构在研究铁铬液流电池。主要是电力系统的能量型应用，包括提高可再生能源发电效率、电网调峰和分布式储能等。铅炭电池目前主要用于提高电网的电能质量。
美国、日本、欧洲和中国的电力系统中化学储能的应用处于领先水平。日本是高度城市化的国家，用电峰谷负荷差异大，电网用于扩容的投资巨大，储能的作用是提高电网的利用效率、延缓扩容升级投资以及家用备用电源等；美国的电力交易商业化市场程度较高，储能的应用主要是针对分布式微网及电力调频应用。中国和欧洲的可再生能源发展迅速，储能主要作用是加强现有电网接纳可再生能源的能力。
液流电池、锂电池和钠硫电池等化学储能技术在电力系统的各个环节都有所应用，并逐渐体现其综合价值，项目的数量和规模逐年增加。美国、中国、日本、欧洲由于电网结构的不同，对储能应用的侧重点有所差异。更多应用项目的实施会引导和推进技术的完善以及市场的商业化。
储能技术产业政策
可再生能源的发展规划和完善优化现有电力系统，提高整体能源利用效率，世界主要国家都有支持储能技术发展的政策措施。
美国能源部2011年2月发布了 《2011-2015储能计划》，关注如何安装储能系统以实现其最大效用；储能系统的成本、安全性及使用周期的研发和应用事宜；促进技术研发并建设示范项目展示储能的价值链条，通过示范项目的建设及运营反馈指导科研方向；储能设备的工业设计，以实现其大规模产业化生产。美国加州政府2010年颁布储能 《AB2514》号法案，评估各种储能系统优势及在电力系统应用模式，制定出切实可行、具有成本效益的储能系统安装标准，实行储能配额制，2020年储能装机容量达到最大负荷的5%。
日本产业省于2011年11月发布《节能法修正案》，鼓励使用自主发电设备和蓄电池等作为用电高峰对策；要求在工厂和大厦中使用自助发电设备，对建筑物进行节电改造，建设大厦能源管理系统；在居民住宅中定置锂电池、光伏发电系统、燃料电池系统并安装房屋能源管理系统。
给电力系统带来的是系统级的综合价值，其商业化市场的发展更需要产业政策的支持。如何制定有效、具体的产业政策，已经成为世界各国能源部门开始思考的问题。储能产业政策大致包括减税补贴、一次性投资补贴、参与商业化电价竞争、电价补贴等几方面补贴形式。
储能是电力系统不可或缺的一部分，为更好地引导和推进储能的商业化市场，制定适合本国国情的储能产业政策至关重要。这些政策应包括但不限于税收减免、电价补贴、一次性投资补贴和参与商业化电力交易等形式。
关于液流储能电池技术现状
相比于其它化学储能技术，全钒液流储能电池在安全性、寿命和环保方面有很多优点，被认为是电力系统用能量型储能有前途的技术之一。目前，世界范围内全钒液流储能电池累计装机容量约20MW。
2002年奥地利Cellstrom公司开始研发钒电池，主要有10kW/100kWh系统和200kW/400kWh系统两种定型产品，产品主要用于与太阳能光伏电池配套，用于偏远地区供电、通讯以及备用电源领域。2005年日本住友电工公司（SEI）在北海道苫前町建造了当时国际最大规模4 MW钒电池储能系统用于与30.6MW风力发电匹配，该系统持续运行3年，积累了大量宝贵数据和经验。2011年，SEI应用其新一代钒电池技术，以城市智能微电网为目标市场，在横滨和大阪建造了示范项目，应用效果良好。
2010年以来，随着技术的不断成熟和市场的拉动，全钒液流储能电池逐步由研发阶段进入示范应用阶段。2012年开始在几家主要钒电池生产企业的努力下逐步开始产业化。中国大连融科储能技术发展有限公司（简称融科储能）立足自主研发，掌握了电池材料、电堆和电池系统、管理控制等自主核心技术，开展了千瓦-兆瓦级钒电池设计和应用。2012年，融科储能建设的国内首套、世界最大的5MW/10MWh电池系统在国电龙源沈阳法库风电场成功并网运行。
全钒液流储能电池技术被认为是电力系统用能量型储能有应用前景的技术之一。技术经过应用项目的积累日趋成熟，逐渐被市场所接纳，行业处于产业化前期，技术标准和产业配套正逐渐形成。
7月30日，由国网重庆市电力公司等单位共同完成的“高可靠性配电网关键技术研究开发及工程应用”项目，顺利通过重庆市科技成果鉴定，该项目整体处于国际先进水平，其中配电网可靠性快速评估、优化方法、在线风险评估预警方法达到国际领先水平。中国科学院院士周孝信任鉴定委员会主任，国网重庆公司副总经理孙轶群出席鉴定会并致欢迎辞。
随着我国经济社会的迅速发展，城市中心区居民用户和企事业单位对供电可靠性的需求越来越高，配电系统是电力系统中直接面对用户的环节，对用户供电可靠性的影响最显著。据统计，大约有80%的停电事故缘于配电系统故障。配电网成为制约供电可靠性提升的关键环节。
本项目根据高可靠性配电网建设需求，结合信息技术，在配电网规划、调度、运行、检修、故障处理等各个环节进行了多项技术创新，构建了配电网可靠性快速评估及优化方法，提高了可靠性评估效率，率先实现了配电自动化的可靠性效益评估。项目还提出了配电网在线风险评估预警方法，构建了城市配电网在线风险评估模型、指标体系和预警系统，实现了全景式配电网实时风险评估、预警和主动防御。
同时，该项目研制了智能综合配电监控终端和合环换电装置，实现了配电网快速网络重构和远方高可靠合环换电。2012年，在重庆城市配电网示范区安装了智能综合配电监控终端12套，合环换电装置50套，在配电网调控管理中取得了良好的效果。2012年以来，配网操作人员开展合环换电比例占全部开闭所换电比例的95%以上，未发生一起因线路过载造成开关跳闸事件。
目前，重庆建成了高可靠性示范区和城市配电网示范区，用户供电可靠率指标分别达到国际领先水平和国际先进水平，提升了重庆城市综合形象，居民满意度和招商引资吸引力。城市配电网示范区建成后，户均停电时间从3.5小时/年减少到0.75小时/年，户均故障停电时间从33分钟/年降至5分钟/年，每年减少社会停电损失7935.3万元。
该项目研究成果还在济南、长沙等城市配电网得到成功应用，取得了显著的经济和社会效益。 “这十年我国在清洁煤发电技术上没有任何进步，要尽快地解决清洁煤的发电技术。”近日，南方电网公司副总经理王久玲在第三届全球智库峰会“世界能源新格局”分论坛上郑重呼吁。
王久玲指出，近十年来，新能源技术吸引了众多科技进步的眼球，而清洁煤发电技术却被忽略了，因此化石能源的清洁利用是当前能源技术进步最紧要最迫切的任务。
曾被热捧的清洁煤发电技术
从中长期看，我国以煤为主的能源格局很难发生根本改变，因此提高煤炭利用效率、减少二氧化硫和氮氧化物等污染物的排放以及减少温室气体的排放是燃煤发电行业大趋势。而作为囊括了选煤、清洁燃烧、脱硫脱硝除尘等煤电全过程的清洁煤发电技术则无疑是未来煤电的必然选择。
中国能源学会会长、中国工程院院士倪维斗甚至曾经提出过“煤的清洁利用也属于新能源”的观点。由于碳氢比高，煤炭燃烧将产生较多污染物以及碳排放，如果不能发展清洁煤技术，以煤为主的能源格局必将和低碳经济相抵触。
世界各国都十分重视清洁煤发电技术的开发与应用，美国、日本及欧盟等发达国家走在了前列。早在2005年，美国就决定投资100多亿美元加强其能源基础设施建设，其中用于煤炭清洁燃烧技术的研发就达20亿美元；荷兰和西班牙分别于1994年和1997年建成了两座IGCC（整体煤气化联合循环发电）电站。
在国内，1997年国务院批准了《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》，成为中国发展洁净煤产业的纲领性文件。然而，由于主管部门的机构调整等原因，我国的清洁煤发电技术在2009年左右才逐渐被大范围推广。
相对其他清洁煤发电技术而言，IGCC具有发电效率高、污染排放低、节水和低碳等优势，以IGCC为核心的机组成为清洁煤发电主流机组。
2009年之时，五大发电集团计划投资的IGCC项目就有8个，单个项目投资规模最高达到220亿元。
进程缓慢的IGCC
IGCC的原理是煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。
2007年时，全世界曾规划建设2500万千瓦的IGCC电厂，但后来大多偃旗息鼓，目前，全世界以煤为原料的IGCC电厂只有6座。在国内，众多项目在与地方政府签订合作协议甚至通过环评之后再无音讯。
坚持下来的只有华能天津IGCC项目，这是我国首座也是唯一一座已经投运的IGCC电厂，于2009年5月通过核准，同年7月开工建设，机组规模25万千瓦，采用华能自主研发的2000吨/天级两段式 干煤粉气化炉。
气化炉、燃气轮机、空气分离装置和余热锅炉是IGCC关键设备，目前，核心技术和设备掌握在GE、壳牌、西门子、三菱等国际巨头手中。
如果单纯从国外进口关键技术和设备，成本非常高，就算已经实现气化炉国产化的华能天津IGCC电厂的造价也已达到每千瓦1万元左右，约为普通燃煤电厂造价成本的3倍。同时，IGCC项目的建设周期远远长于普通燃煤电厂，这些导致了国内IGCC项目只能赔钱运行。
不掌握核心技术带来的高昂造价是国内IGCC项目进展缓慢的主因，只有发展自主技术，实现设备国产化，才能让清洁煤发电技术有更大的市场。
不过，以华能天津IGCC项目的投运为代表，包括低热值燃气轮机、大型深冷空分设备等IGCC电站关键设备已经开始实现国产化，关键技术煤气化炉的国产化进程也在加快，那些搁浅的国内IGCC项目重启之日或已不远。
