如果说，“寻求技术进步”是2017年储能行业的重点，那么在一系列利好政策出台后，“培育商业模式”就成了今年储能行业的关键词。中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的最新研究成果显示，无论从国家政策环境，还是国内外储能项目增长态势，在储能稳步推进的第八个年头，商业化运行已然明朗化，储能市场释放出积极信号。业界普遍认为，2018年或将成为储能商业化应用的爆发起点。
政策利好 储能迎来发展春天
目前，我国的储能发展还是以政策驱动为主。从“十三五”国家战略性新兴产业发展规划、可再生能源发展“十三五”规划、能源发展“十三五”规划，到能源技术创新“十三五”规划，国家都将储能作为重点研究和发展领域之一。2017年10月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称指导意见）正式发布，这是我国储能产业第一个指导性政策，明确了未来十年中国储能产业发展的目标与和重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署，同时对于此前业界争论较多的补贴问题给予了明确答案，并为下一步完善市场机制提出了纲领性建议。
指导意见出台后，各地方储能相关政策也相继出台。山西省和南方电网先后围绕电储能参与辅助服务制度了实施细则，江苏省在国内首次制定了客户侧储能系统并网的管理规范。大连、宜春、北京、邯郸等也都相继出台地方储能支持政策，电网公司与广东、福建等地区的政府机构也开始积极探索储能产业发展路径，制定相关政策。
在政策推动下，沉寂多时的储能产业由此焕发出勃勃生机，储能迎来发展春天。
市场规模不断扩大 企业纷纷布局
根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，占总装机规模的1.3%，较上一年增长0.2个百分点。2018年仅一季度规划的电化学储能项目就已经接近120MW。
中国电力科学院惠东教授在《电力储能发展趋势预判》报告中大胆预判：中国将成为未来储能需求规模最大的国家。增长的动力一方面将来自于平衡可再生能源发电的需求；一方面将来自于电力负荷的增长。
在政策支持逐步明朗的背景下，随着产业稳定预期的基本形成，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，开始加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，其中新增投运规模最大的是江苏省，西藏、山西、甘肃、青海、北京、广东、上海等省份储能市场都十分活跃且各具特色。
主流技术成本大幅降低
目前，锂离子电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、超临界压缩空气储能、超级电容等主流储能技术的成本已经有了大幅降低。根据CNESA的分析数据，到2016年底，大部分技术的建设成本在人民币2000元/kWh-3000元/kWh之间，较2013年，平均降幅超过50%；预计到2020年，主流技术的成本区间将降低到人民币1000元/kWh-1500元/kWh左右；建设成本的大幅下降将为储能未来的广泛应用奠定基础。
应用新模式不断涌现
目前，储能在可再生能源并网、电网辅助服务、用户侧储能等领域的新应用模式不断涌现。新增项目中，用户侧储能一枝独秀，占到年度新增装机容量的59％。与此同时，在政策的推动引领下，2017年用于辅助服务的储能装机规模增速同比达到了160%。
对于电网公司来说，抽水蓄能仍然是目前应用最广泛的大规模储能技术。两大电网公司对于电池储能技术的运用仍处在示范阶段。国家电网公司主导了河北省张北风光储输示范项目，这一项目侧重新能源发电并网和消纳问题，一期工程配套建设储能20MW。南方电网公司则在2011 投运了宝清电池储能站，储能站建设规模为6MW/18MWH，定位配网侧的应用研究。
储能一直被视为缓解弃风弃光的“黑科技”，但在新能源消纳方面的应用才刚刚起步，因成本偏高，固定电价无法传导成本等原因，解决弃风弃光问题的储能应用目前不具备经济价值，所以大部分风光企业对于借助储能技术多持观望态度。
目前商业化应用最多的还是用户侧储能，主要通过峰谷电价差套利的模式，大约5-6年可以收回成本。在发电侧和电网侧，储能的商业化程度就低得多。目前，储能参与发电侧辅助服务进展最佳。2017年，储能企业在此领域收获颇丰，多个储能电站在华北电网投运，投资回收期均在5年之内。但由于不同区域辅助服务回报不同，在华北电网之外，储能调频还缺乏盈利空间。
大规模商业化发展仍需解决4个问题
储能商业化道路虽然曲折，但前途仍是光明的。中国工程院院士杨裕生认为，实现商业化，让储能转换效率高、价格低廉很重要，但这只是弹性要求。当下，安全问题仍是行业发展的刚性要求。
中国能源研究会常务副理事长史玉波表示，我国储能产业进入了快速发展的新阶段，初步具备了产业化的基础。但仍有以下问题需要克服和解决：
一是储能政策体系需要进一步完善。需要进一步细化产业政策助力储能市场发展，推动储能商业化进程。
二是储能多重价值收益尚不明晰。需要厘清储能在发、输、配、用各个环节的应用价值，需要通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。
三是储能技术创新有待进一步突破。储能技术安全性、稳定性、高效性的提升仍然需要在研发和市场的检验中寻求突破。
四是储能项目管理流程需要进一步明确。需要在备案、审批、监督、管理各环节加以规范和监督，保证储能项目合理合法建设。
