储能，被誉为下一个风口，是电力行业的热点话题。如何商业化?更是各方争议的焦点所在。
去年10月，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合下发了《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》。作为我国首个储能产业独立性指导政策文件，对于中国储能产业发展具有里程碑意义。
虽然产业发展热度加剧、速度加快，在政策支持下，市场逐渐为储能打开了大门，但同时也应清醒地认识到，目前的储能发展还是以政策驱动为主，要实现盈利、走向商业化发展仍然充满不确定性和挑战。
今年全国两会上，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤提交建议称，在全球电化学储能产业呈现不断加快发展态势下，我国电化学储能市场应用总量较低，产业规模还很小。应建立适宜电化学储能发展的市场机制和电价机制，在更多可再生发电项目中规划配置电化学储能系统，改善电能消纳。
在各类储能技术路线中，电化学储能装置具有安装方便灵活、响应速度快、可控性好等特点，可显著提高风、光等可再生能源的电网消纳能力，改善电能质量，平滑电网潮流，降低电力资产投资，在促进能源转型变革发展中具有重要作用。
近年来，全球电化学储能产业呈现不断加快发展态势，电化学储能产业成熟的国家如英、美、德、日、澳等，主要是通过设备装机补贴(包括容量补贴和系统补贴)、拉大峰谷电价差、电网企业灵活租赁等激励措施促进其技术发展和推广应用。截至2017年底，全球电化学储能项目的累计功率为2927MW，新增投运项目914MW，增速超过20%。而我国电化学储能项目(锂离子电池储能)累计装机规模仅为390MW，应用总量较低，产业规模还很小。
需要注意的是，我国电化学储能项目大多为示范项目，很难实现盈利。从长远来看，若无法实现盈利，将很难持续发展。
曹仁贤认为，我国电化学储能产业面临的主要问题是支持政策不足和储能市场化机制尚未建立。
首先，我国尚未形成专门针对电储能产业的系统性支持政策。虽然有一些支持政策在不断推进，但主要在光伏、多能互补以及其他类型的储能方式的产业政策，加之目前电化学储能项目成本高、投资大、市场认可程度相对低等因素，这些都影响制约了行业的规模化发展。
其次，现有的市场化的电力定价方式及交易体系，要实现方案落地，还缺乏细化实施办法;在补偿的标准方面，也缺乏可开展市场化推广的空间，还不能体现电化学储能在电力系统、能源体系中所发挥的作用，其价值难以通过市场交易获得收益，成为制约我国储能产业快速发展的最主要原因之一。
为此，曹仁贤提出以下建议：
一是在更多可再生发电项目中规划配置电化学储能系统，改善电能消纳。储能能够显著提高风能、太阳能等可再生能源的消纳水平。在建设风能和太阳能电站时，要求配置一定比例的储能设备，从而改善风光电站的并网质量，促进清洁能源的消纳，并在加装储能系统的风能、太阳能电站项目上，给予投资方面的政策支持。
二是完善电力辅助服务市场机制和价格机制。建立适宜电化学储能发展的市场机制和电价机制，在调频、调峰、后备电源、黑启动、需求侧响应等多种辅助服务方面，充分体现储能的市场价值。鼓励个人和企业投资电化学储能系统参与电网削峰填谷，平抑电网电力供应，并给予电价补贴或初始投资补贴。
