國家能源局科技裝備司處長齊志新近期在中國能源研究會2017儲能分論壇上釋放重大信號，表示《促進儲能技術與產業發展的指導意見》在國家發改委、科技部、工信部、財政部有關部門的大力支持下，已經基本走完簽批程序，預計近期將正式印發。
儲能行業的發展道路上似乎一直橫亙著一面南墻，“不撞破南墻不回頭”也是目前沖鋒陷陣的儲能企業普遍懷抱的態度。
在此次會議中，南墻在哪兒、已經撞上南墻的儲能企業面臨著哪些困境及將如何解決、整個儲能行業該對“撞墻”持有何種理性的態度三方面內容得到了重點探討。
利好將近企業仍需自我強身健體
在重大利好政策面前，儲能行業仍需重新審視目前儲能項目的可推廣性。中科院工程熱物理研究所副所長、中國能源研究會儲能專業委員會主任委員陳海生表示，目前儲能技術存在幾方面挑戰：關鍵技術存在技術瓶頸，規模化應用需要解決穩定性、可靠性、耐久性、安全性，同時系統集成方面存在共同的挑戰。
推廣應用方面，除了個別的電池技術，產業鏈總體不太完整，缺乏針對產業一攬子解決方案；第二是應用示范相對較少，沒有一種技術占明顯優勢；第三大規模推廣難度比較大，產品定型周期比較長。
“有它不多，沒它不少”的儲能產業化困境
“有它不多，沒它不少”，有企業代表在現場表示儲能目前還不適合小企業進入創業。儲能可計算的收益的有限仍然是制約其規模化發展的根本。
以風電場為例，目前風電場+儲能的主要收益來源是限電時段的風力存儲、降低考核風險、電量多發收益。降低考核風險效益難以有效評估，僅限于東北的風電場，大部分風電場不享受這種收益，帶來火電備用減少等多重價值在現有的價格機制體制下沒有得到合理補償和體現，導致在這個領域儲能項目沒有經濟性，而且也沒有商業模式出現。
在用戶側，目前項目大部分是儲能廠商自主投資+運營，商業模式較為單一主要是峰谷價差，投資期過長在8~9年左右。由于初裝補貼、需求響應政策缺失，以及需量合同簽定難度較大，導致這類項目效益疊加比較困難，多元化商業模式很難出現。
調頻輔助服務領域，和用戶側差不多也是開發商投資+運營模式，項目投資、建設、運營維護全部由開發商承擔，業主主要提供場地和電網接入，運行凈收益雙方按協議分配。這類項目有一定經濟性，投資回收期約在5~6年。問題是現在市場規模比較小，現有的項目都是集中在采用按效果付費的華北地區，最根本的問題輔助服務機制是發電廠均攤，未來要納入誰消費誰付費的長效付費機制中。
沒有商業化的市場，尤其是體現儲能價值的電力市場成為了企業無從將示范項目推廣至商業化項目的“南墻”。這與目前國外已經可以疊加稅收抵免政策、補貼、電力市場直接收益等多重收益的現狀不同。
“很多項目的毛利率算下來可能零都不到，低到這個程度。高科技的東西附加值不應該很高嗎？不是這樣。做EPC的活，投資者以項目的收益倒逼解決方案的成本，一旦你超過了價格上限他就不做了，你做不做？硬著頭皮也要上。”某儲能企業代表在會議現場描述了當前的生存困境。
中國電科院電工與新材料所主任李建林在介紹儲能八大示范工程時也表示，電化學儲能系統具有調節速度快、運行方式多樣等的優勢，具有很大的發展潛力，而百MW儲能電站是國家戰略，從1MW、30MW乃至百MW不是簡單的放大，有很多核心技術還要攻克。
清華大學教授慈松則是從電網的變化趨勢上，對儲能行業開拓新商業模式提供了一些思路。慈松認為，能源互聯網區別于傳統電網具有很強的服務屬性，到了能源互聯網時代，用戶側呈現出網狀結構，配電網出現大量流動雙向節點，用戶從consumer變成prosumer，現在加上儲能和電動汽車等新的業態，是服務型系統的定位。目前有電池廠家做儲能是做產品+服務的模式，不賣電池，賣產品服務。借助能源互聯網技術將傳統BMS變為數字化電池能量交換系統，把多種不同儲能介質無縫整合到一個軟件定義的復合型儲能系統里，并通過互聯網實現雙向管控電池單體或模組的能量流，降低儲能的運維成本，將是未來極大提高投資回報率的一個重要方向。
在具體項目中精細化管理成本的經驗也是未來大規模復制項目的前提。包括欣旺達、普能等儲能先行者都已經在為撞破儲能行業的“南墻”做準備。
在推動儲能相關政策機制方面，盡管企業發出了呼吁，但缺乏確實可信、量化的數據也成為了決策機構的“南墻”。儲能行業的發展需要每一位企業沉下心來，去把機制性背后的經濟問題，包括經濟性模型、補貼政策背后系統收益多少算明白，才能共同跳進去去推動政策的發展。
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