储能商业化之路仍不平坦。当前，我国储能产业发展还面临着机遇和挑战并存，也面临诸多不稳定、不确定的因素，需要应对很多可以预料和难以预料的风险挑战。
现阶段，储能技术在新能源发电并网与电网侧应用的系统集成技术有待优化、项目投资回报周期长、商业模式不清晰、标准体系不健全，在电力辅助服务市场和用户侧的应用虽具备初步盈利可能性，但市场空间狭小，市场机制没有形成，储能的应用价值尚未得到合理补偿。
2017 年国家出台了《储能产业发展指导意见》、《电力补偿服务的工作方案》等支持政策，开启了比较好的储能应用开端。但总体来说这方面的政策还是不足，需要进一步从立法、财税、规划、基建、交易、监管等各方面进行政策推动的可行性。
目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。
中国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径跟欧美国家不一样，其中最大的问题在于电力体制改革推进的前景和速度是不确定的。因此，需要建立和完善储能服务发展直接关联制度条件，包括清晰的发展目标、持续的可再生能源激励计划、构建储能标准体系、储能采购激励措施等。
产业发展仍需政策支持。如何挖掘更多的储能应用价值，提升储能项目经济性，是储能产业当前发展需要关注的焦点。当前，中国已成为全球最大的电力开发和应用市场，中国需要更先进的技术和创新作为进一步发展的支撑，为应对全球气候变化、实现能源结构转型做出新的更大贡献。国内储能产业仍处于起步阶段，产业集中度还不是很高，基础研发和核心技术投入不足，成本优势与产业政策落地的细则还不是很明朗。这需要优质企业做好前瞻布局，也需要整个产业链上上下游协同发力和政府部门的大力支持。
1、政策及标准方面
一是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。
二是加快储能技术及应用标准体系建立。标准是技术实现产业化的基础，也是支持行业健康发展的重要因素。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段，标准数量很少，标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准，我国也应加快储能标准的制定工作，紧跟国际标准的步伐，在国际标准中争取更多话语权，争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中，避免出现标准滞后于市场的现象。
由于相关技术标准的缺失，新型储能装置在生产和应用各个环节，如储能装置的设计、招投标、制造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便。我国在新型储能领域已经开展了大量科研与实践活动，具有了一定的技术积累与应用经验，初步具备了建立储能技术标准体系的基本条件。制定新型储能产业链各个环节的技术标准，推动新型储能技术标准化建设工作，是实现储能产业规模化、工程化应用的先决条件。
三是建立氢能并入居民用天然气管网相关标准，通过气体管网的运输，实现大规模储能及调峰，保障能源供应安全，同时实现电网和气网的耦合，增加电力系统灵活性。
2、储能产业方面
一是要加大创新投入，设立独立的储能国家重大专项计划。
建立健全储能产业专业标准体系和供应链体系，突破制约储能产业推广的安全性、经济性和使用寿命等关键问题。加大鼓励研发具有我国自主知识产权的技术和产品，激发创新活力，提升企业的创新能力和市场竞争力。
二是要完善政府支持和投融资机制。
吸引社会资本投入，加快推动我国储能技术大规模应用试点，进一步充分积累运行经验和云储能、大数据的建设，逐步抢占全球储能技术应用领域话语权和国际影响力。
三是建立储能产业联合创新研究机构，重视产业规划与布局。
新型规模储能技术研究和应用是一个多学科交叉的复杂体系，研发难度和实施难度大，需要不同学科人员和不同单位的联合攻关与实施。中国目前还没有一个专门研究储能产业关键问题的联合研究机构，产业趋势发展信息的搜集渠道也不全面，这给储能产业的发展带来了困难。
四是促进储能产业良性循环，疏导固废处理压力。
电化学储能产业即将面临固废处理的压力，建议分类型、分梯级开展电池资源回收、再生和环保处理，合理发展电池环保处理产业，既保证处理量要求，又避免二次污染，提前布局电池产业全寿命周期环保利用。
3、考虑地域差异的储能应用建议
一是优先在弃电严重的区域布局可再生能源场站侧储能项目。
建议国家在弃电严重的地区，选取上网电价较高的能源品种，配套安装储能系统，一方面帮助解决弃电上网、增加储能项目收益，另一方面降低弃风弃光电量，降低电网调峰压力。此外，除了电储能，还可以尝试在弃风弃光严重的区域，通过在用户侧安装供热蓄热装置，实现电能替代清洁供暖。
二是鼓励在基于调频效果付费机制和调频资源紧缺的区域，建设调频辅助服务储能项目。
随着电力改革逐步深入，电力现货市场启动建设，并即将进入试运行。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(1)提高火电机组的AGC 调节速率和调节精度;(2)提升新能源机组对电力市场的适应能力;(3)在一定程度上稳定电力供应。
建议优先在调频需求较高的地区提前布局调频储能项目。
三是建议在经济发达地区建设能源互联网储能应用项目。
能源互联网、增量配电等示范区推进顺利与否，直接取决于当地经济水平。建议在京津冀、长三角和粤港澳大湾区等世界级城市群，储能技术与用户增值服务结合，面向主体用户围绕新城镇、新产业园区等，结合区域内的电动汽车、可再生能源资源、智能负荷等，优化布局储能项目，通过发挥储能的串联和纽带作用，在为用户供电的同时提供增值服务。
4、储能市场化
一是建议储能产业密切跟踪辅助服务市场建设进程，促进储能技术推广。预计到 2020 年，国家全面推广辅助服务市场建设，电力辅助服务不再是零和游戏，用户将参与辅助服务市场。储能系统提供的调峰、调频等辅助服务收益通过市场化方式得到体现，有利于通过市场交易推动技术革新与推广，降低政府财政压力。
二是建议将储能市场交易定价机制与电力现货交易价格挂钩，促进优化资源配置。
目前，广东、山西、甘肃等 8 个省区已被纳入首批电力现货建设试点，其中广东省预计 2019 年下半年进入试运行;同时北京、江苏等 8 个省区拟被列入第二批 8 家试点单位。建议储能系统与增量配电等系统结合，鼓励参与电力现货市场交易，发挥储能技术特点，争取高于标杆电价的市场交易，在提升需求侧用电响应能力的同时，增加储能项目经济性，同时降低国家对大电网输配能力的要求， 发挥地区资源禀赋优势，促进向节约型社会转变。
三是明确独立储能设施并网、接入方式，允许其作为独立市场主体开展运营。
当前储能系统主要运营方式是与发电机组联合，从系统整体看作为发电企业的一部分，利用调频、调峰等功能获益。相比国外，我国当前储能系统不能作为独立市场主体运营，限制了储能技术的灵活应用，不利于从全系统角度优化配置和调用储能。
四是建议对储能项目建设，在土地支持、电网接入、固定电价、融资方式等方面给予支持。
为降低储能投资成本，促进储能技术发展与应用，建议在土地相关收费、降低项目场址相关成本;地方政府及有关部门协调落实电力送出消纳条件;建议平价或低价新能源发电项目配套储电系统，执行标杆电价保障性收购;建议国家金融机构合理安排信贷资金规，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，支持储能系统落地。
本文摘录自中国能源研究会副理事长陆启洲主持编写的《储能技术路线研究报告》第十章，未做删节。报告对行业有着冷静而敏锐的思考，发布至今已逾半年，其中的多项建议，正在政策和产业层面逐步落实。
