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商业模式有待创新
近年来，新能源企业不约而同地看好储能产业，纷纷加强研发、积极布局。为了加快项目投资回收，国内企业在商业模式上不断进行新的探索。从储能产业巡回调研结果看，有三类比较典型的商业模式或模式构想：一是工商业储能项目“投资+运营”的模式，二是在新能源发电领域建设独立储能电站的模式，三是两部制储能电价机制的应用模式，也就是探索类似于抽水蓄能电站两部制电价的形成与结算机制。
说到底，企业盈利是硬指标，商业模式的探索最终目的是要能完成漂亮的业绩，给投资人和股东一个交代。找到正确的市场方向是所有储能企业必须破解的一道难题。
技术路线众多 标准缺位成隐患
从能量转化介质上进行分类，储能分为物理储能、化学储能、电化学储能和储热/蓄冷等。物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能，电化学储能又有铅酸电池、锂电池、超级电容等等。虽然经过多年的示范发展，但储能技术路线仍未定型，种类繁杂众多，一片百舸争流的局面。
当前主流电化学储能技术有铅炭电池、锂电池、液流电池和钠硫电池等，其性能特点和经济性各不相同，目前还没有某一种技术能够完全满足循环寿命、可规模化、安全性、经济性和能效五项储能关键应用指标。从调研情况来看，铅炭电池、锂电池是当前发展较快、有望率先带动储能商业化的电化学储能技术。
储能技术路线和技术产品众多，而行业标准的缺位，会对储能产业的健康发展造成致命障碍。储能产品品质良莠不齐，缺少自律的企业用劣质产品低价冲击市场的苗头已初现端倪。为避免“劣币驱逐良币”的情况发生，储能标准体系建设已是迫在眉睫。
系统集成技术尚需优化
调研团在接触的企业中发现，储能系统的集成技术尚需优化。以电站中的储能系统为例，电站中大量储能电池特性离散，电热应力分布不均，导致部分电池严重劣化，系统寿命大幅缩短，难以满足电站经济性与安全性运行的发展要求。众所周知，储能集成系统是一个多学科、多领域的技术领域，包括了控制体系、集群并联、电池健康管理等等，无论哪个部分出现短板，都会影响整个系统。
储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，这是摆在储能企业面前新的课题。能否在要素的取舍中取得最优方案是储能系统生产商占领未来商机的关键。
支持力度不减但顶层设计缺乏
近两年，涉及储能产业的利好政策频出。
2016年2月 ，国家发改委、工信部、能源局联合发布《关于推进“互联网 +”智慧能源发展的指导意见》，将发展储能和电动汽车应用新模式作为十大重点任务之一。
2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，明确了电储能设施的独立市场主体地位，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施，并要求电网企业要主动为电储能设施接入电网提供服务。
2016年12月，国家发改委印发《可再生能源发展“十三五”规划》，提出要推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破。
今年3月，能源局发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》，其中明确储能发展涵盖5大主要任务：储能技术装备研发示范工程、可再生能源利用水平提升工程、电力系统灵活性稳定性提升工程、用能智能化水平提升工程和储能多元化应用支撑能源互联网发展工程。
7月初，国家住建部公开发布关于征求国家标准《风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）》意见的函，在基本规定里明确提出，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的10%，在额定功率下持续放电时间不宜小于0.5小时。
利好政策鼓舞人心，电力市场的开放也在逐步推进。但大家最关心的补贴政策却千呼万唤不出来。业内专家分析原因有二：一是国家对能源改革的决心已定，但是要促进一个产业的发展光靠补贴远远不够。在市场化方向没有明朗之前，或者市场化运作的产业条件没有落实之前，补贴的出台难以达到好的效果，甚至有可能起反作用。二是现阶段各种储能技术发展迅速，储能电池价格也在不断降低，随着电力市场进一步开放，或许用不了多久，储能商业化运营模式很快显现出来。
但对于政策补贴，业内也有不同看法，认为补贴不是重点，市场的开放程度才是关键。有调研企业认为：“储能技术解决方案和降成本不是难点。我们国家储能产业发展最大的障碍还是在政策和市场方面，没有顶层设计和开放的电力市场，储能难以大规模发展。”
以上焦点问题，正是储能产业迟迟不能突破的最大制约。在“十三五”期间，储能如期望获得掌声，需要企业和政府合力拍到一起，有一方跟不上节奏，就难以奏出优美篇章。
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