作为推动我国能源结构调整的重要支撑技术，储能技术的发展受到政府和电力企业的高度重视。
近日，第二届全国用户侧储能细分市场开发与应用高层研讨会在南京召开。
来自全国科研院所、电力公司、发电集团、工业园区、系统集成商、投融资机构近500位代表出席了本次研讨会，就全国用户侧储能细分市场开发和应用展开充分研讨。
当前，我国储能产业正处于从示范应用向商业化发展的过渡期。虽然技术成熟度不断提高、系统成本不断降低，但储能的经济性不足和市场机制缺乏仍然是制约其发展的重要瓶颈。在储能在商业化道路上，仍面临技术性较低、建设成本较高、融资成本偏高、应用和赢利模式不清晰等多种挑战。
与会专家建议，国家应积极鼓励在经济发达地区探索多能互补和多种储能技术混合应用的风光储项目、采用全新商业模式的虚拟电厂项目、储能与大型光伏电站或风电场配合出力的项目或者鼓励各企业建设独立储能电站，并允许独立储能电站在一定范围内向客户实现自由供电。
而且，也要推进用户侧“分布式能源+储能”项目试点与规模化发展，有效地提高可再生能源利用率、降低高峰负荷压力，减小电力系统两端波动性，提升系统安全稳定性，降低系统运行调节成本。
用户侧储能装置可降低电厂机组退役对电网造成的影响，促进电网削峰填谷，保障大电网安全，减小因用电高峰时间电网供电能力不足等造成对客户正常生产带来的影响。同时，通过储能技术应用将有力提高用户侧分布式能源接入能力、应对灾变能力、保证供电可靠性、满足电能质量需求、削峰填谷等综合叠加价值服务，从而带来较好的经济价值与社会价值。
专家表示可以参照分布式光伏发电，在储能系统并网接入时，按电网公司要求，交流侧安装分时电表，作为削峰填谷结算依据。并适当拉大分时电价政策的峰谷电价差，给予实施储能设施的企业谷电时段电价优惠。
据了解，南方电监局已经计划在广东省将实时电量交易报价的发展目标向每小时4次迈进，这种方式将推动分布式市场化的交易，推动大量间歇可再生能源接入配电网。
此外，电力市场应在促进发电侧电力辅助服务的同时，对用户需求侧加强要求，如对参与电力市场交易的购电方的电价除电量价格外，还要实施负荷预测曲线吻合性评价，加大参与电力交易的购电方实际用电量曲线与符合预测曲线偏差的考核处罚，从而提高储能应用，促进电力系统设施利用率和电网的稳定，促进包括售电公司在内的电力用户的“发-配-储-售”的综合能源服务一体化的方向发展。
未来随着我国电力体制的改革、售电以及增量配网市场放开，储能在电力现货交易、智能建筑、电动汽车充电服务、先进制造业基地、区域综合能源建设、电力需求侧管理等领域的技术和商业模式创新将会有很大的发展空间。
