2017年11月，国家电网公司下发《关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见》，明确将综合能源服务作为主营业务，将综合能源服务业务作为新的利润增长点，培育新的市场业态，从卖电向卖服务转身，提升供电企业市场竞争力。综合能源服务就是以电能为核心，集成热、冷、燃气等能源，并提供与之配套的能源综合服务，包括工程服务、投资服务和运营服务，具有高效、清洁、低碳、安全的特征。
储能相关政策
2017年10月，国家发改委等五部委联合下发《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》。这是我国储能行业中第一个指导性政策，提出未来10年内分两个阶段推进相关工作。第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。2017年11月，国家能源局印发完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案，制定了详细的阶段性发展目标和主要任务。工作方案提出按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
除中央政策支持外，各地方政府及电网企业也纷纷出台政策。山西省能源监管办2017年11月发布《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，启动电储能参与调峰调频辅助服务试点工作。2018年初南方监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，对南方电网公司营业区域内储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/MWh。
储能优势
有利于风、光等清洁能源的消纳。近年来国家鼓励发展分布式能源，大量分布式能源装机并网。部分清洁能源电网无力消纳，造成弃风弃光现象。发展储能可以使分布式能源就地消纳，配合电网的同时减少弃风弃光电量。
实现峰谷套利。所谓峰谷套利，就是利用大工业与一般工商业的峰谷电价差，在低谷时段进行充电，在用电高峰期放电。从降低用电单价中获得盈利。
提高电能质量与不间断供电。当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象。当供电线路发生故障时，可确保重要用电负荷不间断供电。
参与电网调峰调频。当电力负荷供需紧张时，储能可向电网输送电能，协助解决局部缺电问题。储能具备响应迅速、精确跟踪的优势，可改善区域电网的暂态频率特性。
调节市场化交易偏差电量考核。现行政策对进入电力市场参与售电业务的客户需报送月用电计划，如当月计划交易电量与实际交易电量之间偏差(绝对值)超过用电计划的一定范围，电力交易中心将对超过部分的电量进行考核。大规模的储能可调节实际用电量，配合三联供使用可有效调节一定量的偏差电量，减少交易偏差考核。
潜在优势：2017年8月，国家发展改革委、国家能源局于下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》的文件。通知中称，2018年底前启动电力现货市场试运行，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。
建立电力现货市场意义重大，有利于通过市场机制发现电力价格，有利于资源优化配置，有利于促进可再生能源消纳。目前，电力现货交易有日前、日内、实时三种形式。实时交易能够反映供需关系的即时变化。随着电力现货交易的推进，实时交易将成为最理想的交易形式。而储能可以根据电力市场需求选择价高点进行交易，更大程度在实时交易中获利。
储能运行经济性
峰谷电价套利
现阶段投运的储能项目的主要收益来源自电价的峰谷套利。
山东省尖峰电价只在夏季执行，其他季节尖峰时段执行高峰电价。年平均峰谷价差=0.75×高峰电价+0.3×尖峰电价。
商业运营模式
目前电储能项目较为常见的商业模式有以下几种：
效益分享型：与客户在项目期内共享效益。该模式的优势在于可以调动客户参与储能的积极性，使客户爱惜设备仔细使用，并且积极参与配合维护，但此方式资金回收周期较长。
效果保证型：客户出资或部分出资，供电公司或项目公司向客户提供服务，并承诺保证项目达到效果。该模式优点在于资金回收周期短，且对节能服务进行收费，缺点是如果设备投运后达不到之前承诺的效果，需赔付客户部分的经济损失。
能源费用托管型：供电公司或项目公司出资进行设备改造和运行管理，客户提供设备运行场地，节约的能源费用全部或绝大多数归供电公司或项目公司。此模式投资回收周期适中，供电公司可对项目全过程进行管控，但客户分享不到节能效益，设备的使用寿命可能会受到影响，且后续设备维护客户配合力度也会受到影响。
铅碳电池项目投资回报率
铅炭电池是从传统的铅酸电池演进出来电容型电池技术，其在铅酸电池的负极中加入了活性炭，显著提高铅酸电池的寿命并改善性能。且铅炭电池具有安全稳定、抗腐蚀性能好、设备免维护等优势。下面研究铅炭电池的经济性。
经向成熟的设备厂家了解，输出1 MW功率的电池投资约在200万元，投运10年内平均每年发电量约330 MWh。如单纯依靠峰谷电价套利，峰谷电价差在0.7元大约8～9年回收成本，每年投资回报率11.55%。电池产品寿命大约在10年左右，如果再与客户分享收益，很难实现盈利。但储能除了可以实现峰谷电价盈利，还可以稳定电压，解决电压暂降、闪断现象。
考虑稳压收益的项目实例分析
部分客户特别是半导体制造、制药由于个别设备对电压波动较为敏感，如同变电站相邻间隔线路发生故障造成瞬时电压波动，造成客户用电设备停机，导致产出废品，造成经济损失。
客户分摊解决电压暂降成本的必要性
目前国家标准对电压暂降事件允许发生的时间与频次没有明确要求，且该事件受影响的为极少数客户。如为了满足这部分客户的供电需求，电网公司从规划、建设到改造、运行阶段都要增加投资，过高的投资就会导致电网的运营成本增高，利润收入减少，如果不能将供电可靠性的提高与电网收益相结合，电网公司就会失去对电网建设和改造的积极性，这也是违背经济规律的。通过储能改造可以将增多的运营成本合理地摊分给客户，同时减少客户损失。
客户项目实例分析
某客户近3年电压质量事件频发，2016年出现6次电压波动造成敏感设备宕机，造成直接经济损失30万元。2017年出现5次电压波动，造成直接经济损失25万元。宕机后，制绒程序复机需要12 h，ECVD设备中的磁控管、真空泵易损坏。设备损坏与耽误生产造成的间接损失也十分严重。另外，该客户有6.7 MW的光伏电站在客户专线高压侧并网，每年有近10天光伏发电弃光时间。通过储能设备可以使光伏发电量就地消纳，减少弃光电量。
该客户以效益分享型模式运作，分享期为10年，与客户共享峰谷套利、消纳弃光与避免设备停机所带来的收益，其中峰谷套利二成分享给客户，避免设备停机损失费客户按照每年15万元形式进行支付。项目在第7年中旬可收回成本，下旬开始盈利，相比商业项目单纯峰谷套利盈利成本回收周期减少2年。项目投资回报率15.55%。
客户通过该项目可获得每年20%发电量的峰谷套利，前6年平均每年可获得约4万元收益。同时还可减少部分弃光电量与电压质量事件造成的直接与间接损失。客户前期光伏、冷热电三联供已经投运，加上储能项目可组成微电网，日后申请到科研项目的机会大大增加。
以储能为代表的综合能源项目，对商业用电客户来说可实现电价峰谷套利，在10年分享期内可实现微利。对电压质量敏感的工业客户还可以预防电压暂降造成的设备停机。特别是针对半导体制造业的客户来说电压暂降事件可造成大额经济损失，通过储能电站进行稳压有非常好的经济效果。通过峰谷套利并对客户减少的经济损失带来的效益进行分享，在不依赖国家补贴的前提下在项目运行的中后期可实现盈利，还可消纳弃风弃光电量。
