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2017年10月11日，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合下发了《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》。作为中国储能产业第一个指导性政策，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》瞄准现阶段我国储能技术与产业发展过程中存在的政策支持不足、研发示范不足、技术标准不足、统筹规划不足等问题，明确储能在智能电网、可再生能源高占比能源系统和能源互联网中的重要应用价值，提出未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务。该政策的制定对于中国储能产业发展具有里程碑意义，明确了储能在我国深入推进能源革命、建设清洁低碳安全高效的现代能源体系中的战略定位，必将极大地鼓舞储能产业从业者、推动中国储能产业健康发展。
一、多种储能技术的协同共存优势互补，研发示范、推广应用力度不断加大
近年来，随着储能在可再生能源发展和电力系统运行中的应用价值逐渐显现，政府、企业和科研机构都在加大对于储能技术的引导扶持、研发示范和推广应用力度，储能技术呈现出，“百花齐放、百家争鸣”的发展局面，初步具备了产业化的基础。一方面，压缩空气储能、飞轮储能，铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等先进大容量电储能技术逐渐成熟，本体性能不断优化、制造成本快速下降、装备制造和系统集成能力大幅提升、示范应用项目大规模部署；另一方面，许多在能量密度、循环寿命、成本等方面极具发展潜力的新型电储能技术体系正在不断被开发出来，储热、储冷、储氢技术不断探索，随着对于储能原理、关键材料、单元模块的技术攻关力度不断加大，也将很快走出实验室，进入商业化应用。
根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的不完全统计，截至2016年底，我国电力储能装机总规模约24.3GW，抽水蓄能占比近99%。仅就电化学储能技术而言，截止2016年底，已投运项目的总装机规模达到243.0MW，年增长率超过72%；其中锂离子电池是装机规模最大的一种储能技术，占到三分之二的市场份额，此外，铅蓄电池、液流电池、超级电容器等也都有广泛应用。
按照《指导意见》对于“十三五”和“十四五”期间储能产业发展的规划，围绕储能技术，我国将在关键技术、核心装备、标准体系、试点示范等方面全面突破并形成强有力的国际竞争力。未来，随着大规模可再生能源并网、调频辅助服务、工商业用户侧、分布式微电网等领域储能商业化应用机遇逐渐显现，针对不同储能应用场景的特点，选择匹配具有相应性能成本优势的储能技术路线将成为未来储能技术应用的主要趋势，实现多种储能技术的协同共存、优势互补。
二、储能应用场景逐渐清晰，通过机制设计和应用示范提升储能实际应用效果
随着可再生能源调峰消纳压力不断增加、电力系统智能化建设和升级改造需求愈发迫切、用户侧智慧用能和分布式能源网络发展趋势日益显现，储能在电力系统中的应用场景日渐清晰，应用价值被社会广泛接受和认可。
近年来中国储能市场已经呈现出用户侧储能应用持续走热、可再生能源储能规模化部署、储能参与电力辅助服务加速探索的发展趋势。在用户侧方面，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的不完全统计，2000-2016年中国用户侧已投运储能系统累计装机规模为128.8MW（不包含抽水蓄能和储热项目），占全部装机的比例为53%；工商业园区利用储能削峰填谷管理电费成为热点应用方式，但也面临着收益单一、投资回报期长的问题。在可再生能源方面，大连、二连浩特、青海等地都在积极规划规模在数十兆瓦至百兆瓦级的储能调峰示范电站和多能互补示范工程，推动储能在可再生能源领域的应用朝着大容量、大规模方向发展。在辅助服务领域，2013年石景山热电厂调频储能项目投运开启了中国储能参与辅助服务的商业化示范，随着2016年《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》的发布，电力储能系统获得参与调峰调频辅助服务身份认可，辅助服务正在吸引越来越多的储能企业开展储能商业化应用探索。
在储能应用场景逐渐清晰、示范应用快速发展的背景下，此次发布的《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，也以储能应用场景和实际应用效果为核心，明确将“储能提升可再生能源利用水平”、“储能提升电力系统灵活性稳定性”、“储能提升用能智能化水平”、“储能多元化应用支撑能源互联网发展”列为未来中国储能示范应用的重点任务，布局一批具有引领作用的重大试点示范工程，大力提升储能在整个能源体系中的应用水平和效果。
未来，随着机制设计的不断优化和试点示范工程的持续推进，储能与可再生能源场站作为联合体参与电网运行优化，电网集中或分布式接入储能系统，储能系统与发电机组联合或作为独立主体参与辅助服务市场竞争，储能参与容量市场，售电公司、工商业和居民在用户侧配置储能参与辅助服务和需求响应，无电地区配置储能解决供电问题，分散电池资源的储能化应用等储能应用模式必将进一步清晰，吸引越来越多的储能企业在上述领域部署储能项目，积累项目运行经验，进一步展现储能的应用效果，推动中国储能产业朝着商业化方向快速发展。
三、加速电力市场建设，以市场化手段实现储能多重应用价值回报，助推储能商业化发展
目前中国储能产业发展正处在由示范应用向商业化过渡的发展阶段，尽管中国储能产业快速蓬勃发展的稳定预期已经形成，但是经济性和盈利性仍然是横亘在中国储能商业化进程中的最大障碍。在根据中关村储能产业技术联盟研究部对大规模可再生能源并网、调频辅助服务、工商业用户侧等领域的储能项目和企业的调研，目前中国储能项目建设和运营中普遍存在着储能缺乏电力系统中的独立身份认可、储能接入电网参与电力市场存在诸多障碍、储能系统建设初始投资成本高、储能项目运营盈利点单一、项目投资回报期长、储能多重应用价值无法获得回报等困难和障碍。为此，产业内关于开放储能参与全类别电力服务，出台储能度电补贴和针对性储能电价等的呼声也日益强烈。
发现储能设施市场价值、提高储能经济性的最佳方式是允许储能技术全面参与电力市场各个环节，在不同的场景下与其他技术进行竞争、以价格手段获取多重应用价值回报。为此，《指导意见》也明确提出加强电力体制改革与储能发展市场机制的协同对接，加快电力市场建设，建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，激发市场活力，推动中国储能商业化发展。与给予储能补贴、短期规模化降成本相比，构建公平开放的电力市场不仅可以避免补贴可能带来的市场扭曲和骗补乱象，而且能够真正培育储能市场主题，保证中国储能产业健康有序成长。
未来，参与电能交易市场、辅助服务市场、容量市场和需求响应竞价，都是储能发现价格、获取价值补偿的重要方向。结合美国PJM电力市场储能参与调频辅助服务、英国储能参与容量市场竞标、美国加州储能替代燃气机组提供调峰服务等国际储能市场经验，在加速电力市场建设的同时，一方面需要给予储能参与电力市场的准入地位，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与电力市场竞争；另一方面，形成“按效果付费、谁受益谁付费”的辅助服务价格补偿机制，建立储能容量市场的规则与监管机制，使储能可以获得与应用价值相匹配的经济回报。
四、规划储能项目管理、标准化建设和电池回收工作，实现储能产业健康可持续发展
经过多年的示范验证，储能应用价值已经被广泛认可。目前国内大量储能电池企业、能源服务商、系统集成商、电力公司等纷纷开始在可再生能源并网、调频辅助服务、工商业用户侧、分布式发电和微网等领域规划部署储能项目，进行商业化探索。根据不完全统计，截止2016年底，中国已公布的正在规划和建设的储能项目规模已经超过700MW。
随着中国储能产业朝着规模化发展快速迈进，储能在项目管理制度、电网接入标准、安全环保规范、系统标准、检测认证等方面的制度欠缺也逐渐暴露出来。在示范试点阶段“一事一议”的方式已经无法适应储能产业商业化发展的状况。结合新能源汽车、光伏等产业的发展经验，《指导意见》也未雨绸缪，在保障措施部分对相关工作进行了规划和强调，确保中国储能产业健康可持续发展。
在储能项目管理方面，《指导意见》提出，对于独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的储能项目，一律实行备案制，按照属地原则备案，备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定；在储能系统回收方面，落实生产者责任延伸制度，建立储能系统制造商承担回收利用主体责任的回收利用管理体系；在产品标准和检测认证方面，建立与国际接轨、涵盖储能规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护等各应用环节的标准体系，实施全寿命周期监管和召回制度。
五、小结
随着我国国民经济和社会发展进入“十三五”阶段，能源领域也进入了推动能源革命的蓄力加速期，储能在促进可再生能源消纳、提高电力系统灵活性稳定性、实现高效智能化能源管控和利用、推动能源科技创新等方面的应用价值凸显。政府和社会对于储能产业的关注度不断提高，定位逐步清晰，快速发展已经成为必然。
经历了近十年的示范应用，中国储能产业已经开启了商业探索，在市场机制、盈利性和规范化方面的问题也越发突出。希望《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》的制定和发布，能够促进中国储能产业突破商业化应用的门槛，形成健康可持续的发展态势，让储能技术和产业成为推动能源生产和利用方式变革、推动经济社会发展的新动能。
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