今后，随着更高比例可再生能源接入，我国电力系统对灵活性资源参与调节的需求会更高，储能在未来低碳化的能源体系下将发挥至关重要的作用。
2018年，我国电网侧储能规模化部署趋势显现，电网侧储能发展迎来蓬勃发展之势。
而2019年，整个发展形势发生了转变。先是2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。随后，2019年底，国家电网公司发布第826号文《关于进一步严格控制电网投资的通知》，规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。一时间，整个储能行业似乎陷入了迷茫：国家的产业政策将如何变化，储能产业该何去何从?
进入2020年，从政策和市场动态来看，种种迹象表明储能产业即将迎来峰回路转的复苏。
政策引导市场复苏
政策是一个行业的指挥棒和晴雨表。今年以来，储能领域政策频出，释放出积极信号。
从国家层面来看
今年1月，印发的《关于加强储能标准化工作的实施方案》通知，提出要加强储能标准化建设工作，发挥标准的规范和引领作用，促进储能产业高质量发展。
2月发布的《储能技术专业学科发展行动计划(2020—2024年)》，明确了储能技术在促进能源生产消费、开放共享、灵活交易、协同发展，推动能源革命和能源新业态发展过程中的重要定位。当月，三部委还印发了储能技术专业学科发展行动计划(2020-2024)，为储能行业的长期发展培养专业人才。
3月出台的《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》则提出，加大对分布式能源、智能电网、储能技术、多能互补的政策支持力度，2021年将完成研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策。
在地方层面
河南、湖南等地也都纷纷出台推动储能发展的相关政策。
河南
4月7日，河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》，通知指出将实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目。而在平价风电项目中，优先支持已列入以前年度开发方案的存量风电项目自愿转为平价项目，优先支持配置储能的新增平价项目。
湖南
3月20日，湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，其中指出电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施，切实提高新能源消纳送出能力，为省新能源高比例发展提供容量空间。
内蒙古
3月26日，内蒙古自治区能源局印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确2020年内蒙古新增的光伏发电消纳空间全部通过竞争性配置的方式组织申报，重点支持在荒漠地区、采煤沉陷区、煤矿露天矿排土场建设光伏电站，支持以自发自用为主的工商业分布式电站，优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。
新疆
3月25日，新疆发改委发布关于征求《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知(征求意见稿)》意见的函，通知提到要积极推进新能源并网消纳，新疆各地(州、市)发展改革委要积极组织新能源企业参与电力市场交易和储能设施建设，重点推进阜康、哈密等抽水蓄能电站建设，争取项目分别于2023年、2026年前建成投运;积极推进阿克陶、阜康二期、达坂城等抽水蓄能电站规划及前期论证工作;继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目建设。
江西
《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020—2023年)》，方案指出要推进储能市场发展。充分发挥江西省全钒液流电池及其储能系统产业基础，建设培育稳定的、与分布式新能源应用及区域智能微电网建设融合的新能源领域储能市场。支持锂电池、钒电池等二次电池在光伏、风力等新能源发电配建储能、电网调峰调频通信基站储能等多方面推广应用，开展综合性储能技术应用示范。
安徽
安徽省政府印发《安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划》，行动计划指出，将建设长三角绿色储能基地，加快推进绩溪、金寨抽水蓄能电站建设，有序推进桐城、宁国、岳西、石台、霍山等抽水蓄能电站前期工作;推动互联网与分布式能源技术深度融合。开展风光储一体化等新能源微电网技术研发，实现分布式能源高效、灵活接入以及生产消费一体化。
从企业层面看
政策的支持也带动了企业的热情。
国家电网公司日前印发《2020年改革攻坚重点工作安排》，提出要落实储能等新业务实施方案。国家电网公司党组书记、董事长毛伟明表示，要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。近日，国家电网与宁德时代先后在新疆、福建成立合资公司打造全产业链储能业务。
4月1日，国家电投宣布，组建综合智慧能源科技有限公司，剑指储能等综合能源服务领域。
另据统计，中国铁塔今年以来在20省市发布了24项招标，多项招标要求采购磷酸铁锂电池，还有部分招标提及退役动力电池梯次利用。
中国移动近期发布的《2020年通信用磷酸铁锂电池产品集中采购-招标公告》显示，将集中采购通信用磷酸铁锂电池共计6.102亿Ah(规格3.2V)，采购需求满足期为1年。最高投标限价不含税金额为25亿元。
业内人士认为，伴随5G等“新基建”发力，通信基站升级改造也将释放出巨大的储能市场空间。
储能商业化之路不平坦
尽管储能市场广受关注，但储能的商业化之路仍不平坦。中国能源研究会副理事长陆启洲认为，当前我国储能产业发展还面临诸多不确定因素。例如：储能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。
北德集团全球可再生能源高级副总裁须婷婷表示，我国储能产品制造商对于行业标准的解读与标准的实际要求之间存在较大差异。业内对储能系统的质量控制更着重于监控部件生产、电站建设验收及并网投入使用的前期阶段，而后续的运行维护则缺乏有效而合理的管理经验，储能标准也有待完善。
陆启洲认为，当前我国储能产业仍处于起步阶段，市场集中度不高，未来储能市场需要建立和完善储能服务发展直接关联制度，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，以及如何挖掘更多的储能应用价值，提升储能项目经济性。
抓住电力辅助服务市场机遇
随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场成为改革的热点和重点。而储能作为手段之一，凭借其快速精确的响应能力和灵活的布置方式，已经在以调频为代表的辅助服务领域实现了商业化的突破。但从另一方面看，与储能高效合理应用相配套的市场机制和政策环境还存在诸多缺失。
相较而言，我国辅助服务市场建设尚处于初级阶段，市场规则合理性还有待探究，规则的调整还需与时俱进，且要朝着长效发展的目标迈进。
在中关村储能产业技术联盟研究经理郭凡看来，目前储能参与辅助服务市场面临的问题与困难，可以总结为以下几点：
一是储能系统进入辅助服务市场的身份认定问题，即“如何进入市场”的问题;
二是储能项目投资收益难以得到保证;
三是缺少辅助服务市场的长效运行机制。
郭凡表示，从国际市场的经验看，辅助服务市场均基于成熟的电力现货市场，根据存在时序和地点特性差别的电价信号设计。从目前国内情况看，电力现货市场建设试点刚刚起步，现代电力市场体系建设还需要大量的时间和努力，近中期内电力现货市场建设仍以试点为主。在这些试点地区，辅助服务补偿机制需要配合电力现货交易机制建设逐步地进行市场化。
“对于储能，可以将具备调节能力，能够接受调度指令的装置均视为辅助服务供应主体，并根据性能进行定制化并网调度规则设计。同时，基于调频性能，进行储能替代常规机组参与调频替代比的量化评估，从而进一步优化调频容量，释放更多优质资源进入市场。“郭凡说，“在运行层面，尽早实现调频、备用与电能量的联合优化出清，以达到提高市场效率的最终目的。在价格分摊方面，由用户侧承担辅助服务费用、现货交易用户侧单轨制。”
在未来高比例可再生能源接入电网的背景下，储能在技术上是刚需，既然有需求的驱动，这个行业就势必会健康、持续、稳定地往前走，产业破茧的过程是挣扎和痛苦的，当尚显青涩的储能产业遇见成长中的中国电力市场，必然要经历更多的磨合与挑战。在艰难发展的当前，我们应该保持信心。
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