目前來看，我國儲能技術應用已初具規模化，據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，我國已投運儲能項目的累計裝機規模達到31.3GW，其中電化學儲能技術的累計裝機規模首次突破GW，達到1.07GW。
2019年，我國電化學儲能技術應用進入了“GW發展新時代”。而在過去一年里，我國新增電化學儲能應用裝機規模接近700MW，新增裝機容量和累計裝機容量躍居世界前三之列。
可以說，在《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》下發之后，我國儲能產業發展進入后指導意見的快速發展階段，儲能技術已具備商業化發展應用基礎，也更需要政策和市場機制的保駕護航。但在我國儲能產業發展“繁榮”背后，政策和市場機制尚不能與產業發展同步，有必要提前設計和布局以支持我國儲能產業健康有序發展。
儲能應用領域矛盾突顯
2017年，在典型儲能技術供應商的推動下，我國用戶側儲能在江蘇、廣東、北京等地快速落地，2018年用戶側儲能推廣熱度未減，規模化部署的態勢并未停步，但降電價措施還是給用戶側儲能系統應用潑了“一盆冷水”，刺激著用戶側儲能系統運營商的神經，并拉緊了投資準繩；恰逢國內外儲能安全事故頻發，安全風險不容忽視，已建成投運室內儲能項目特別是大型商業綜合體儲能項目安全隱患突現，原有大規模部署的“高度熱情”轉為冷靜思考后的重新布局。
而從2018年起，電網公司積極推動儲能技術應用，國家電網和南方電網先后發布“儲能指導意見”，電網公司的參與為儲能產業發展注入了強心劑，也開創了電網側儲能應用的新局面。江蘇、河南、湖南、北京、浙江等地推動電網側儲能規模化部署，一時將我國電網側儲能裝機規模占比從3%推進至21.4%。
在國外開放電力市場國家，面對電網企業對運營儲能系統的需求，國外監管機構提出了不同的處理方法，英國將儲能定位為發電資產，并在政策中考慮禁止電網運營直接擁有和運營儲能系統；美國則允許電網和社會資本共同投資儲能項目，但限制電網擁有儲能系統項目規模不得超過其總采購目標的50%，監管機構也正在研究利用成本定價和市場兩種方式回收項目投資成本的監管規則。
目前，國內還缺少針對電網側儲能項目的考核和激勵機制，但規模化應用的項目已在電力系統中inengyuan.com 035發揮調節作用，電網企業對儲能的投入也正在“倒逼”政府落實相關政策。而在監管機制和市場機制并不到位的情況下，如《輸配電定價成本監審辦法》所述，暫不能在輸配電價中對儲能成本費用予以認定。
現階段，電網側儲能價值和收益渠道無法明確，已投運項目運營效果和規劃在建項目的落地受到影響，機制的不健全將影響電網側儲能的下一步發展。
除用戶側和電網側儲能應用外，輔助服務和集中式可再生能源并網領域儲能應用仍面臨諸多市場問題，市場規則尚不能完全體現靈活性調節資源的功能價值，各類應用市場長效機制有待建立，現有考核和激勵機制也不能完全撬動儲能與可再生能源結合應用。
政策和市場機制相對滯后
在國內政策和市場環境缺失的情況下，我國儲能項目裝機容量排在世界前三之列。面對我國儲能的規模化應用，我國儲能產業政策和市場環境滯后于產業發展，現階段需要解決的主要問題包括以下幾個方面：
1.安全管理、環保要求需要提前規劃設計
電力系統用儲能系統安全問題顯現，尚未有統一、明確的儲能系統安全評價和電網接入的管理要求；針對已投運儲能項目，也缺少統一規范的消防安全管理辦法；面對大規模儲能系統應用，環境評價要求、儲能系統的退役回收要求并不明確，由此帶來的安全和環境負面影響決定了產業發展的命運。
2.缺少對儲能系統的綜合認定
“指導意見”強調了儲能系統項目可履行備案制，但各地方鮮有操作規程，發改、消防、土地、環保、交通等部門尚難對儲能系統項目進行綜合認定，儲能系統身份急需得到明確。因此，除少數省份外，現有已投運儲能項目多數為“違規”建設項目，少數甚至可以稱之為“違建”項目。此外，儲能系統并網環節面臨重重阻力，目前，低壓并網方案設計并不利于未來儲能資源的整合調度和利用。
電池網微信
