不得不承认，作为新兴产业，储能还处于商业化早期，产业仍需要培育。现阶段储能产业仍属于政策性市场，离不开政策的护航。如何让企业继续保持投资热情，持续地进行研发投入，不断提升产品品质，这是储能走向商业化的基础。换而言之，企业也需要看到国家层面发展储能的诚意和政策层面的不断进步，才会有持续投入的动力。
许多业内人士认为，在电力市场短时间内无法取得突破性进展的情况下，产业需要“过渡性”的扶持政策出台，引导行业走向良性健康的发展轨道。
现阶段储能产业到底需要什么样的政策框架?我们在与众多业内人士交流过程中，对具有代表性的观点进了行汇总，欢迎批评指正。
政策的持续和稳定是一切的基础
新能源的崛起造成源网荷之间的不平衡是储能产业发展的驱动力。2018年全国风电、光伏发电量占全部发电量的比重为7.7%，2019年上半年这一数字上升为9.5%。虽然新能源占比还没有足够高，但在局部地区，尤其在西北的可再生能源基地和分布式光伏比重高的东部省份，新能源大规模并网对电网的冲击开始显现，消纳任务日益艰巨。
如果没有储能技术的改进和革新，可再生能源大规模发展很快会面临瓶颈。黄河水电董事长谢小平曾断言，如果没有储能，20年内光伏无法替代常规能源。现阶段发展储能技术的必要性和重要性已毋庸置疑，储能产业的发展进度将在某种程度上决定中国乃至全球未来的能源转型进程，无论是从能源安全还是从减少碳排放考虑，储能产业都是值得国家重点扶持的。
国家层面先后出台了关于储能的指导意见和行动计划，足以看出国家对储能产业的高度重视。但在业内人士看来，目前政策的可操作性值得商榷，储能看起来有很多方向，除了峰谷套利，其他都是政策性支持不足，靠自身生存非常困难，产业在立法、财税、规划、基建、交易、监管等方面缺少总体设计和更加精准的导向。
管理部门政策的出台也确实不易，目前储能技术路线众多，众口难调，需要平衡各方利益。尤其是中国的电力体制和强大的电网决定了中国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径不会与欧美相同，要想加快储能技术与产业的发展，必须建立与我国国情和市场机制相适应的储能产业发展路径。
有专家建议，我国储能产业政策的制定既要立足长远，也要兼顾当下。一方面，需要将储能充分纳入国家能源体系，制定国家层面的储能产业发展战略与实施路线图;另一方面，现阶段产业政策落地的细则还不明朗，市场机制没有形成，储能的应用价值尚未得到确认，应考虑建立合理的补偿机制撬动市场需求。
没有政策上的支持和引导，中国储能产业很难从稚嫩走向成熟。政策的持续和稳定是一切产业政策的基础，但政策的突变，有时又会给行业带来巨大的压力，甚至“休克”。如果说国家层面的两轮工商业电价下调对用户侧储能属于“误伤”，那蒙西和京津唐针对AGC调频价格的下调更多属于“人为”因素。年初以来，蒙西和京津唐相继下调了储能调频价格，让已投运的项目面临较大的投资风险，个中缘由，相关部门并未对外公布。
根据业内人士的判断，蒙西最新的政策调整可能会让调频收益直接腰斩，京津唐针对K值的修正会让调频年收益下降15%左右，以9MW/4.5MWh储能调频系统为例，年收入减少大约360万元。
储能产业长远的发展离不开资本的持续进入，政策的模糊和不稳定必然导致投资收益模型的不确定，最终导致资本进入的不确定。可预期并可持续的政策和商业模式是吸引投资的必要条件，毕竟，投资者才是市场一直都在期盼的接盘者和托底者。
从储能厂商角度来看，目前在储能布局的大多数企业都是基于对储能未来发展前景的看好，更关心未来三五年之后的政策路线机会。如果早期的政策能够给企业预留部分合理的利润，只要投资能算过账来，不少企业还是会有投资的意愿，也能为后期可持续的商业模式打下基础。
从区域和行业入手 以点带面
《储能指导意见》明确提出了在“十三五”期间建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，包括推进储能技术装备研发示范、储能提升可再生能源利用水平应用示范、储能提升能源电力系统灵活性稳定性应用示范、储能提升用能智能化水平应用示范、储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务。
从经济性的角度，“初生”的储能需要国家补贴的支持，但从现实来看，国家很难对储能行业进行大规模补贴。有投资商和储能厂商建议，在目前的市场环境下，国家层面应该以省份或者特定应用场景为基础，根据不同的需求制定相应的政策框架，可以通过示范项目配套相应的补贴和税收优惠政策来推动产业的发展。
首先，可以考虑在弃电严重的区域布局可再生能源场站侧储能项目。
促进新能源的消纳一直被认为是未来储能的主战场，但在当下，有人形容储能与光伏就是“瞎子与瘸子”的组合，光伏+储能的进展依然乏善可陈。除了技术上的制约，成本过高是主要因素，可再生能源配置储能不如弃电更划算，在新能源补贴拖欠和平价时代来临的大背景下，强行让新能源业主配置储能必然会引发强烈的反弹。
三北地区由于弃光弃风严重，不少省份被国家能源局列为红色预警地区，地方政府也有“脱红”的需要。以新疆为例，新疆方面曾口头承诺给予光伏弃电每度0.4元的调峰补贴，但截至目前仍没有明确的政策出台，造成诸多储能投资商无法推进项目的实施。
西部的高电价存量光伏项目中，在给予一定优先发电电量的前提下，如果能给予储能0.4元的度电补贴，安装1GWh的储能所需要的资金每大概年为1.2亿元，这与国家在风电、光伏和新能源汽车的巨额投入相比，基本算是很小的数目。
在现阶段，行业如果每年能有1GWh的安装量，至少带动产业上下游产值20-30亿元，同时可以解决3GW光伏电站的弃电问题，也能推动储能成本的走低和产业走向规范化。
其次，优先在调频需求较高的地区提前布局调频储能项目。
随着电力改革逐步深入，电力现货市场启动建设并逐步进入试运行。当前火电与新能源机组受自身特点限制，均无法同时满足频繁快速调峰调频、稳定电力供应的需求。储能技术与火电、新能源发电相结合，可以提高火电机组的AGC调节速率和调节精度，提升新能源机组对电力市场的适应能力，在一定程度上稳定电力供应。
再次，在经济发达地区建设与能源互联网、智慧能源、综合能源相关的储能应用项目。
随着光伏发电技术的逐渐成熟，尤其是国家层面推动的增量配网和分布式发电市场化交易将推动大量间歇可再生能源接入配电网。分布式光伏虽然单个装机容量比较小，但是点点细流能够汇聚成江河，其总能量非常大，接入电网后，会给电网带来冲击，高比例分布式光伏快速发展引发光储发展的必要性。
中国工程院院士杜祥琬认为，“电从远方来”和“电从身边来”相结合是中东部地区更合适的能源利用模式，将分布式发电与储能技术相结合，企业、学校、社区等可以形成自己的微电网，利用大数据进行电网管理，形成虚拟电厂，各家各户都成为既生产又消费的产销者。
如果能在京津冀、长三角和粤港澳大湾区等经济发达地区，优化布局储能项目，通过发挥储能的串联和纽带作用，可以在为用户供电的同时提供增值服务。
设定准入门槛 引导技术进步
没有一个新兴产业的成长是一帆风顺的，有增长就有回落。这样类似的情况在风电、光伏行业也曾遇到过，一些新进入企业的产品在规模化应用的时候遭遇了非常严重的信任危机。比如高达100米、几百吨重的风机在现场突然倒塌，安全事故对产业造成的冲击非常明显。
正是经历这样惨痛的教训，才有了从业者对于行业更加深刻的理解。近两年，全球频发的储能安全事故让业主、投资者和政策制定者顾虑重重，眼下，整个行业需要有喘息的时间和纠错的机会。
客观地说，受制于电池技术本身、安全问题和标准不健全等多种因素，现阶段以锂电为代表的电化学储能暂不具备大规模发展的条件。另外，各种路线百花齐放，各家企业技术实力不一，如果没有规则加以约束，一哄而上，很容易将行业搞垮掉。
新兴产业创新之后最大的课题就是行业标准的制定，这是储能产业实现规模化、工程化应用的先决条件，目前储能装置在并网、计量、安全、消防等关键环节还没有相应的标准出台，国内也还没有专业、公平、公正的第三方机构对各个厂家的电芯和储能系统进行测试和评价，系统的循环寿命和效率往往都是厂家自己说了算，能不能实现都是未知。
行业标准和法规的缺位，对储能产业的健康发展造成致命障碍，不仅让储能电站的投资建设无章可循，也让“劣币驱逐良币”的情况时有发生，为后期埋下质量和安全隐患。正视并如何疏导解决这些问题，才是对储能产业最好的政策举措。
储能电池应建立自己的标准和体系在业内已经成为共识。按照宁德时代副董事长黄世霖的判断，未来动力电池和储能电池技术路线会分开，高安全、长寿命的电池是储能系统的基础，高可靠、高效率是储能系统集成的关键。
储能技术的发展，关键是电池技术的进步和系统集成能力的提升。如何通过政策的引导作用，给真正的参与者创造公平公正的竞争环境，让先进技术加速入场，让所有的厂商同台竞技，应当成为储能扶持政策的重点之一。
同为新兴产业，国家在发展光伏产业过程中，早期通过特许权招标，摸清了光伏发电的成本，为后续的标杆电价政策铺路。尤其是在2015年实施的光伏发电“领跑者”计划，针对企业的投资实力、经验业绩、专业能力还是技术先进性进行综合评价。通过提高光伏产品市场准入标准，开启了光伏行业同质化竞争向高效产品的变革之路，极大地推动了行业先进技术的发展与光伏发电的平价进程。
光伏产业的发展思路或许能为储能产业提供些许借鉴。从新兴产业的历史进程来看，引导技术进步来推动成本下降是产业发展的核心，经过大浪淘沙，市场最终会把最先进、最有竞争力、最有价值的技术方案保留下来。
有业内人士认为，一旦市场机制理顺，储能的爆发其实就是一瞬间的事情。这也是众多储能企业“即使不赚钱，也在不断尝试”的原因所在，但在大规模应用前，储能技术的迭代和验证是否充分，国家和企业层面都需要为此做好充分准备。
