一、 我国储能产业发展“繁荣”
目前来看，我国储能技术应用已初具规模化，据中关村储能产业技术联盟不完全统计，我国已投运储能项目的累计装机规模达到31.3GW，其中电化学储能技术的累计装机规模首次突破GW，达到1.07GW。2019年，我国电化学储能技术应用进入了“GW发展新时代”。而在过去一年里，我国新增电化学储能应用装机规模接近700MW，新增装机容量和累计装机容量跃居世界前三之列。可以说，在《关于促进储能技术与产业发展指导意见》下发之后，我国储能产业发展进入后指导意见的快速发展阶段，储能技术已具备商业化发展应用基础，也更需要政策和市场机制的保驾护航。但在我国储能产业发展“繁荣”背后，政策和市场机制尚不能与产业发展同步，有必要提前设计和布局以支持我国储能产业健康有序发展。
二、 各应用领域矛盾突显
2017年，在典型储能技术供应商的推动下，我国用户侧储能在江苏、广东、北京等地快速落地，2018年用户侧储能推广热度未减，规模化部署的态势并未停步，但降电价措施还是给用户侧储能系统应用泼了“一盆冷水”，刺激着用户侧储能系统运营商的神经，并拉紧了投资准绳；恰逢国内外储能安全事故频发，安全风险不容忽视，已建成投运室内储能项目特别是大型商业综合体储能项目安全隐患突现，原有大规模部署的“高度热情”转为冷静思考后的重新布局。
而从2018年起，电网公司积极推动储能技术应用，国家电网和南方电网先后发布“储能指导意见”，电网公司的参与为储能产业发展注入了强心剂，也开创了电网侧储能应用的新局面。江苏、河南、湖南、北京、浙江等地推动电网侧储能规模化部署，一时将我国电网侧储能装机规模占比从3%推进至21.4%。在国外开放电力市场国家，面对电网企业对运营储能系统的需求，国外监管机构提出了不同的处理方法，英国将储能定位为发电资产，并在政策中考虑禁止电网运营直接拥有和运营储能系统；美国则允许电网和社会资本共同投资储能项目，但限制电网拥有储能系统项目规模不得超过其总采购目标的50%，监管机构也正在研究利用成本定价和市场两种方式回收项目投资成本的监管规则。目前，国内还缺少针对电网侧储能项目的考核和激励机制，但规模化应用的项目已在电力系统中发挥调节作用，电网企业对储能的投入也正在“倒逼”政府落实相关政策。而在监管机制和市场机制并不到位的情况下，如《输配电定价成本监审办法》所述，暂不能在输配电价中对储能成本费用予以认定。现阶段，电网侧储能价值和收益渠道无法明确，已投运项目运营效果和规划在建项目的落地受到影响，机制的不健全将影响电网侧储能的下一步发展。
除用户侧和电网侧储能应用外，辅助服务和集中式可再生能源并网领域储能应用仍面临诸多市场问题，市场规则尚不能完全体现灵活性调节资源的功能价值，各类应用市场长效机制有待建立，现有考核和激励机制也不能完全撬动储能与可再生能源结合应用。
三、 政策和市场机制相对滞后
在国内政策和市场环境缺失的情况下，我国储能项目装机容量排在世界前三之列。面对我国储能的规模化应用，我国储能产业政策和市场环境滞后于产业发展，现阶段需要解决的主要问题包括以下几个方面：
1.安全管理、环保要求需要提前规划设计
电力系统用储能系统安全问题显现，尚未有统一、明确的储能系统安全评价和电网接入的管理要求；针对已投运储能项目，也缺少统一规范的消防安全管理办法；面对大规模储能系统应用，环境评价要求、储能系统的退役回收要求并不明确，由此带来的安全和环境负面影响决定了产业发展的命运。
2.缺少对储能系统的综合认定
“指导意见”强调了储能系统项目可履行备案制，但各地方鲜有操作规程，发改、消防、土地、环保、交通等部门尚难对储能系统项目进行综合认定，储能系统身份急需得到明确。因此，除少数省份外，现有已投运储能项目多数为“违规”建设项目，少数甚至可以称之为“违建”项目。此外，储能系统并网环节面临重重阻力，目前，低压并网方案设计并不利于未来储能资源的整合调度和利用。
3.各领域储能应用难点有待破解
现阶段，用户侧储能收益方式单一，尚难以摆脱峰谷价差依赖，价格调整下的投资风险较大，需求侧管理等增值应用也难以为储能创造富余价值；电网投资储能的合理性需要得到准确评估，电网侧储能的发展也不应破坏市场开放和公平性的基本原则，且还需通过科学的监管手段和激励机制对电网已经或者将要付出的投入予以认定；而电力市场的开放程度相对有限，按效果付费虽是体现储能应用价值的基础，但现有辅助服务规则向实际辅助服务市场过渡才是商业模式成立的关键；而在规则的不断演进和调整过程中，储能推动可再生能源开发和利用的前置投资条件并不可控，成熟的商业模式也尚不成型。
四、相关政策建议
储能作为电力系统中重要的一环，对未来我国能源结构性调整，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，实现我国能源和经济发展的新变革具有重要意义。一段时间以来，受光伏和电动汽车等补贴的非合理使用影响，储能支持补贴是否出台存在争论，“补贴不利于产业发展”的想法一直存在。而面对尚未开放的市场环境，储能产业发展和技术应用同样需要相应的政策扶持，而良好的资金监管手段和补贴发放规则设计是化解矛盾的关键。一方面产业发展和技术应用要得到规范性引导，另一方面还要对给予资金补贴的项目实现更全面的效益监管，现有监管能力的缺失是阻碍产业发展关键因素之一。所以，产业的发展并不完全排斥补贴的发放，但也不苛求和依赖补贴的眷顾，但在尚未建立起合理的市场机制下，仅依赖技术的成熟和成本的下降显然有失全面考虑，毕竟成本的下降还有赖于产业的快速发展，也有赖于政策和市场的支撑。而把电力市场作为终极“解套”的企盼显然在短期内难以实现，所以良好的政策和市场环境才是产业有序发展的依靠，通过合理的补偿机制能够更有效撬动市场需求并推动技术的革新。
此外，面对事故频发的储能系统，亟需国家层面综合考量，需从战略层面明确储能产业发展的工作思路，“主动作为”显然比坐等储能“出问题”要更加合理。储能安全生产责任也需要产业内各参与方共同承担，面对我国储能技术的“欠理性”规模化应用，我们有必要提前布局、设计并避免安全事故和环境污染事件发生，实现政策市场机制健全与产业规模化发展的同步。储能政策和市场机制的完善对推动我国能源革命具有重要意义，下游储能技术应用对上游产业链影响巨大，政策和市场规则的长远规划也必将影响我国社会发展经济大局，切勿视当前的“滞后”为产业发展的“理所当然”。
短期内，我们还需急迫解决如下具体问题：
首先，面对频发的储能安全问题，急需明确储能项目的管理责任和主体责任，统一储能项目的管理要求；对储能系统进行综合性安全评价，评估储能系统各环节安全隐患并提出针对性处置办法；同时根据已有项目经验和市场发展现状，更新完善相关标准和规范，不断提高储能项目应用的准入门槛。
其次，面对现有储能系统应用的不合规问题，国家层面需指导协调相关部门明确储能办事流程和手续，包括消防验收、环境评价、土地审批、设施备案、人防占用等环节，电网企业要明确各领域不同应用场景储能并网手续；储能系统备案手续是否需要以上前置条件还需得到明确，相关政策要对储能身份实现全面的合规处理。
再次，面对已经在电力系统中形成的储能规模化应用情境，可参照电动汽车动力电池回收和再利用管理办法，提前建立储能系统的回收和再利用工作机制，杜绝全产业链下各环节所带来的环境污染，形成产业链闭环。
此外，面对电网投资或购买储能系统服务的实际需要，在不扭曲市场竞争性的前提下，遵循“先市场，后计划”的基本原则，优先引导社会资本投资电网侧储能系统，电网企业体现兜底服务价值；而电网侧储能项目不应仅仅指向电网投资的网侧储能系统，用户侧、发电侧所建设的储能系统同样可被电网企业统一调用，并以电网企业购买服务的形式发挥系统应用价值；还要明确纳入输配电价的储能系统服务内容和替代价值，明确电网侧储能资源可参与电力市场的工作界限，用公允的市场价格评估成本计入标准，最终用科学的监管机制和有效的监管指标予以约束和激励。
最后，面对各领域储能应用的商业化困局，要继续加快推动电力市场化进程，利用市场化手段解决储能系统应用中的难点问题，合理化市场规则以适应储能等新技术的应用，辅助服务市场和需求侧管理特别是需求响应长效机制有待全面建立，以实现不同领域储能技术应用的价值增值；而在市场化初期阶段，有必要对储能实现的社会效益给予一定的资金扶持。
目前，政府部门正在积极推动储能相关政策出台，也望产业内各主流储能技术供应商、电力企业和电力用户广提政策建议。针对当前储能产业发展和技术应用新形势，中关村储能产业技术联盟总结了方向性建议，希望产业各参与方支持细化政策思路，联盟将借各方之力推动相关政策出台。整体来看，针对储能产业发展和技术应用中所面临的关键问题，联盟将建立沟通平台和合作研究组织，充分反映产业链上下游行业意见，并从标准、政策、市场等多角度推动产业良性发展。
