2018年是中国储能发展至关重要的一年。在《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》的指导下，随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》配套文件的出台和落实，我国储能市场实现了又一轮高速增长。在政策和市场的双重促动下，储能产业开启了向规模化发展的新历程。

经过近二十年的发展，历经技术研发、示范应用、商业化初期等阶段，产业逐步走向规模化发展，主要表现在以下几个方面：

电化学储能累计装机突破吉瓦，市场持续高速发展

据CNESA最新统计，截至2018年底，中国已投运电化学储能累计装机规模达到1011.5MW，是前18年累计规模的2.6倍，年增长率为160%。同时还有3GW以上在建和规划项目将在未来两三年投运。从规模上看，储能经历了前所未有的发展高潮，累计规模首次突破吉瓦。(2011-2019)年复合增长率为50%，市场容量的基数已经达到一定水平，2018年的高速增长已经不是孤立事件，而是近十年储能稳步持续高增长的延续。产业走向规模化发展的端倪已现。

近年我国新能源汽车发展增速，刺激着动力电池产能的快速增加。据中国汽车工业协会，电池中国网的数据分析，到2020年我国动力电池的产能将超过200GWh，远超出100GWh的预计需求量，产能面临过剩。但从另一个角度看，产能严重过剩将促使企业为电池销售寻找新出口，电力行业就是一个非常现实的选择，同时动力电池生产制造设施的超速建设冥冥之中也为电力储能规模化生产做好了准备。

储能在发输配用各领域应用向均衡化发展，多种商业模式在实践中完善

从应用看，据CNESA数据显示，到2018年底我国电化学储能在集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧四个应用领域的累计安装比例分别为17.8%、14.3%、21.4%、46.5%，一改前几年用户侧一家独大的状况。2018年两个百兆瓦级项目实现了电网侧储能应用零的突破，使储能在四大应用领域均衡发展，市场应用全面铺开。

从商业化发展角度看，储能的各类应用模式正在发展中不断调整和完善。市场需求逐步扩大，储能厂商对系统运行的管理不断增强，对营销环境的理解逐步加深，也总结出保障可持续盈利的一些必要条件，整体上对于项目的商业化运行实现盈利的掌控性有所提高。大部分情况下，政策对产业发展产生的正面影响要高于负面影响，从市场准入和市场化发展的角度一直给产业很大助力。储能在商业化过程的问题确实不少，最突出的应该是缺乏合理的价格机制保障储能稳定的实现商业价值。虽然还有不少困难，但应用机会难寻的阶段已经过去，储能的发展潜力和发展前景已经不容置疑了。

具体来说，储能联合火电机组参与调频向多地渗透，根据调节精度、调节效果付费的价格机制正在探索推动中，未来现货市场的建立也将为储能参与调峰调频辅助服务释放更多商业价值。在国内，现阶段用户侧市场的经济性取决于区域的峰谷电价差，2018年部分地区峰谷电价差缩小延长了项目的投资回收期，但从中长期看，储能在用户侧的盈利更应该与其参与需求响应、辅助服务、可再生能源电量交易相关。另一个值得关注的潜力市场是可再生能源场站配置储能，西北能监局发布的新版“两个细则”、《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》和《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》的政策已经在尝试唤醒这个巨大的应用市场，而黄河上游水电公司、华能集团、蒙能集团、鲁能集团和葛洲坝集团等发电企业的积极布局也使我们预感到这个市场有望成为储能应用的下一个增长点。

非补贴类储能政策推动储能市场化发展，强化生命力

从光伏、电动汽车行业的支持政策看，补贴是把双刃剑。作为灵活的调节电源，支撑智慧能源、可再生能源、电力系统、交通系统高效发展的新兴技术，储能的政策着眼于开放市场准入、支持建立市场机制和价格机制，重补偿轻补贴。

国家层面的政策支持体系一旦形成，会带动全国各省市、各相关行业的政策出台。例如，2019年1月30日，南方电网公司内部发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿)，将储能作为推动发展、解决问题的重要手段，密切跟踪储能技术发展，积极推动储能多方应用;2019年2月18日，国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》。文件厘定了国家电网各级公司发展储能的边界与重点，也首度公开明确了国网公司发展储能方向;2019年3月4日，江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，明确针对在园区备案实施、且已并网投运的储能项目，自项目投运后按放电量补贴业主0.3元/KWh，连补3年。

这些政策的发布有利于产业的发展落实到项目建设层面，有利于推动市场需求的成熟，使现阶段储能处于的政策、市场双驱动局面健康有序的转化为刚性市场需求推动局面，是产业的规模化发展有效助力。

多项储能标准出台，标准规范体系建设中

随着储能示范应用的深入，标准规范体系的建设工作变得十分紧迫。2014年我国成立了SAC TC550全国电力储能标委会，负责储能标准的制修订工作。2015年，全国电力储能标委会根据电力储能标准现状，提出了初步的电力储能标准体系，将储能标准划分为基础通用类、规划设计类、设备试验类、施工验收类、并网检测类和运行维护类，涵盖了各种形式的储能。2017年，国家能源局批复开展能源行业储能领域标准专项研究工作(国能综函科技[2017]38号)，同意由中国电器工业协会组织开展能源行业储能领域标准化专项研究工作。

2018年，中关村储能产业技术联盟(以下简称联盟)入围国家标准委会第二批团体标准试点名单。联盟通过网站、微信公众号等各种渠道，积极征集相关单位对于储能标准的需求，并围绕电化学储能、物理储能、储热、退役动力电池的储能综合利用等开展了团体标准的建设工作。近期有更多家企业和科研院所都积极参与到储能各项标准和规范工作的建设中来，为将来储能的大规模、全领域应用做好准备。

作为新兴的技术、新兴的产业，电力储能一直在探索中艰难前行，道路不可谓不坎坷。一方面被装机规模的高速增长所激励，一方面也受困于不尽人意的经济性;电力市场准入终于破冰，低价竞标确又挑起了价格战。从示范应用至今，储能经历了太多的跌宕起伏。虽然问题一直相伴相生，但储能朝产业化发展的信号日趋明显，从业者对储能发展的信心也是前所未有的高涨。

储能联盟在工作中通过对政府部门、业内企业和专家的接触和调研，深刻地体会到伴随市场的快速增长和应用的深入，储能在发展过程中遇到的问题将更加突出，在储能规模化发展的前夜，我们要在以下四方面加紧备战。

第一、持续推动技术创新和应用创新。目前产业还缺乏一种兼顾大容量、高效率、长寿命和高安全性的技术，新材料、新技术体系的创新工作仍是重点，固态锂离子电池、水系电池、金属空气电池、氢燃料电池等技术的研发创新未来都有可能成为产业技术突破的重要力量。以储能捆绑火电机组参与调频、通过峰谷套利为用户降低电费的用户侧储能为例，部分储能应用类型已经在市场得到实践并具有一定的可盈利性。但随着储能和电力系统融合度的提高，市场更需要以客户需求为导向、以解决客户问题为目标的应用创新，这些以需求为本质的应用仍不够清晰，还需要储能企业的深耕细作。

第二、积极参与政策研读和政策推动。目前的储能市场具备政策和需求双驱动的特点。无论是区域可再生能源发展政策、电改的配套政策以及节能环保、多能互补和能源互联网发展都有可能惠及到储能的应用和经济性的提升，所以实时跟踪并研究地方政策，将有助于企业利用政策推动应用或提高利润;在有明确诉求的前提下参与储能地方政策的推动也是十分必要且有价值的，如2018年储能企业参与推动国网江苏《客户侧储能系统并网管理规定》的出台，就解决了储能项目并网难的问题。

第三、增强成本管理和产品化建设。储能市场扩大，项目量猛增，可以说主流储能企业现在并不缺少项目机会，但受制于储能度电成本与我国的电力消费水平相比仍较高的现状，低价竞争、利润缩水给产业发展带来困难。以磷酸铁锂电池为例，据CNESA对厂商的持续调研，与2013年相比虽然成本下降近70%，2018年的度电成本为0.5-0.6元/KWh，但仍难以满足用户的低价要求。因此储能系统的成本管理是重中之重。在尽量降低电池本体成本的同时，也要在各类管理系统、监控系统、配套设备的成本下降上下功夫，还要控制好设计成本、生产成本、营销成本和管理成本。随着储能市场需求的增加，在部分领域逐步完成从按需定制系统到产品化建设的转化也是降低成本和扩大应用面的一个重要准备，部分厂商已经从户用储能系统入手进行产品开发。

第四、加强市场拓展和市场宣传。与储能可以实现的价值相比，储能现有的应用类型和市场仍然狭小，在真正进入产业化发展之前的开发空间巨大。从横向看，要开拓储能的跨行业应用。储能在电力市场外的应用几乎是空白，包括军事、轨道交通、港口、矿业、智能设备、穿戴设备等。从纵向看，要深化对电力客户业务、客户行为的理解。储能集成商、运营商应加强与发电集团、电网企业系统内的服务型单位的合作及合资，如电力系统内的项目实施单位、综合能源服务单位、电力服务公司等，共同开发和拓展储能市场，近期CATL、科华恒盛、北控清洁能源、采日能源等已经开始合资合作的布局。随着产业的成熟，市场宣传也将成为企业持续开展的工作，设立专人专款，加强产品和服务的宣传，建立企业和品牌知名度，为市场拓展打下基础。