2009年，比亚迪在深圳坪山了建设了国内首个锂电储能电站。转眼间，以锂电为代表的电化学储能在中国的历史已有十年。十年里，行业几经沉浮，充满了波折与不易，一大批从业者和领军企业推动储能从示范走到了商业化的门槛前。
十年是一个节点，也是一个新的开始。十年的漫长积累，尤其在电动汽车的带动下，锂离子电池的成本下降超过了85%，储能系统的度电成本仅为原来的三分之一。
“人们往往会高估一年的变化，也往往会低估十年的变化”。当下的储能或许像星星之火一样微弱，但是在未来十年，储能无疑将壮大起来，重塑整个能源产业格局。
在全球新能源浪潮下，储能正成为能源革命的关键一环。在众多新能源从业者看来，以光伏为代表的新能源还远远没有达到它应有的高度，“新能源+储能”会创造更大的奇迹。成本下降叠加需求上升，全球电化学储能的发展正方兴未艾。
反观国内，中国储能产业正在不断丧失这一先发优势。中国虽是动力电池第一大国，但中国的电池储能市场应用远未成熟，尤其是市场机制建设和政策驱动显著落后于产业应用的速度。2018年，在电网主导下，虽然电网侧储能带动整个市场呈现爆发式的增长，但困扰行业多年的问题并未得到有效解决，有些甚至愈演愈烈，我们称之为“五座大山”。
2017年底，自五部委联合发布的首个储能行业指导意见以来，储能热度前所未有。乐观的市场预期引来一轮又一轮的“掘金者”，在一个只有数十亿产值的狭小产业里，有大大小小上百家公司，在下游应用空间受限的情况下，储能赛道日益拥挤。
两年来，国家层面和各地方出台的政策林林总总，但翻阅这些文件政策发现，重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性和持续性。大多只是明确了储能的“重要性”，没有配套出台可操作的“实用性”政策。以至于业界评论我国储能处于厂商投资热、研究评论热、主管部门反应平淡的局面。
一些地方性的政策或规定更是让人“眼花缭乱”，隔三差五的行政式调整让投资者无所适从，储能示范项目推进困难重重，有些地方政府为了拉动GDP要求配套投产，这些无疑加大了企业的生存压力。
政策导向关乎产业大局和企业生死。就目前来看，当下的政策难以推动产业取得实质性成效。这两年在储能领域投入力度大的企业都不约而同地遭遇财务困境，尤其是“投资+运营”的发展模式基本是储能厂商在透支企业信用，增大了企业的运行风险。
从国外经验来看，在促进电化学储能规模化发展的过程中，政策刺激与市场化机制都不可缺少。在2017年8月底举办的中国储能价格创新发展论坛上，国家发改委价格司相关人员曾表示，除了补贴，政府支持产业发展的手段有很多，比如财政、税收、价格，都是比较普遍的政府支持的几种方式。“我们赞同综合采取财政、税收、价格等手段来支持储能发展。”如今又一年过去了，政策在哪里？
目前用户侧和可再生能源都面临商业模式单一的问题，不少人将此归结于当前的储能的价格太高。在先有规模还是先降成本上，行业进入了“鸡生蛋、蛋生鸡”的死循环。
究其原因，储能成本不是应用的障碍，机制才是。储能有4-5种功能，甚至更多。在没有公平的市场环境和按效果付费的价格机制下，储能的多重应用价值无法得以充分体现。用中关村储能产业技术联盟理事长陈海生的话说，“相当于打了四五份工，只给一份工资”。
没有好的机制，降成本无异于缘木求鱼。据了解，在目前的电价水平下，用户侧项目已经到了利润边缘化的境地，很多项目甚至都是在亏本。
有业内人士认为，一味地降低成本将无法保证产品的质量，且容易引发后期的安全事故，对产业的健康发展非常不利。只有当市场具有一定规模后，企业自然会在竞争中带动设备价格持续走低，产业方能进入良性循环的发展轨道。
当下，电力辅助服务市场和现货市场在国内仍然处于初级建设阶段，储能可参与的空间依然有限。只有山西、蒙西、京津唐、广东四地打开了火电储能联合调频的市场空间，但参与调频的主体仍是火电机组，离业界期盼的“独立市场主体”地位还有差距。
目前，参与电力市场的各方正在进行博弈，储能能否发挥其作用还是要看新电改推进最终的力度。如果新一轮电改不能建立起一个有效的市场配置资源的机制，储能只能在一些小的领域，发挥有限的辅助作用。
作为2018中国储能主力军的电网侧储能却在2019年遭受重挫。4月22日，随着国家发改委《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》出台，电网公司将储能纳入输配资产的愿望暂时落空。
意见出台后，清华大学教授夏清曾给发改委写了一封长信表达自己的异议。夏清认为，政策应该引导电网理性投资储能，只有电网拥抱储能技术，储能才有未来。
“一刀切”的政策引发了很多争议。支持者认为，电网公司将会更加聚焦电网主业，在其他非垄断与电网相关的辅业进行全面市场化，从而进一步完善电力市场体制的建设。反对者认为，以往电力系统所有的规划都是按照最大负荷来设计的，储能在电网最大的价值在于替代尖峰。如果储能不能进入输配资产，只能逼迫电网来投资更多的变电站，造成更大的浪费，最终还是由全民买单。
据最新消息，国网上半年工作会上已经明确，电网侧大规模储能建设暂缓，本来已经规划了多个大规模的电网侧储能，现在要全部停下来。
有多位业内人士认为，储能最大的价值在电网侧。尽管新能源、用户侧削峰填谷都会用到储能技术，但只有电网可以把这几个系统融合起来，尤其大规模储能电站因其响应速度快和控制精准以及具有双向调节等特性，能够在调峰调频等事关电网安全方面发挥重要作用。
“怕电网不来，又怕电网乱来。”恐怕是大多数储能从业者的心态。储能的价值需要电网认可，但又不希望电网介入太深。2018年，国家电网主导的电网侧项目基本都由电网下属公司来投资建设。与此同时，电网手握调度大权，引起其它市场主体对竞争不公的担忧。
市场一份测算数据指出，电网侧投资储能，可将馈线改造扩容时限延缓3年，相比兴建变电站，投资建设成本降低约30%左右。
2019年各地电网负荷屡创新高，如果用成本更小、价值和效率更高的储能替代传统的输配电网，这部分价值该如何认定？如果由社会资本投资，电网是否愿意买单？成本又该如何疏导？不可否认的是，只有让储能进入电网，储能的多方面价值才能得到最大程度的发挥，电网的一举一动会在很大程度上决定行业未来的走向。
2018年以来，储能界最关心的事情莫过于国内外电动汽车和储能电站的起火事件。尤其是韩国储能电站的起火事件，可以说是给各国敲响了“警钟”。
储能不安全，就不发展储能了吗？对于新鲜事物，行业内外得允许其有个试错的过程。目前从事锂电研发的有数十万人，只要电动汽车还有存在价值，技术发展到一定阶段，锂电安全问题一定是可以解决的。
况且储能电站的空间更大，解决的手段比电动汽车更多。“储能对重量和体积不像电动车那样敏感，储能电站可以连接消防水源，实现安全可采取的措施更多，成本更少。”烟台创为新能源创始人张立磊认为。
在创为新能源看来，储能安全应该秉承“预防为主、防消结合”的原则，系统的设计必须要以绝对安全为目标。但在实践过程中，消防系统仍处于边缘地位。有些系统集成商为节省成本，仍然以牺牲安全代价压低成本。由于消防系统只属于储能电站的一个配套系统，往往处于丙方或丁方的位置，无法要求或建议甲方按此种技术配置消防设施。
纵观国内外的起火事故，笔者认为，中国储能行业有三大问题需要反思：
首先，国家、行业协会及团体应该设立更多、更细致的标准来规范行业的发展，通过标准来提高行业准入门槛，将不合格的储能厂商，清理出市场。
其次，国家或行业层面应该对国内储能电站起火事故展开调查，向行业公开事故起因。事故的发生应该对行业起到警示借鉴作用，而不是成为以讹传讹的工具，更不应该成为不同技术路线和竞争对手之间互相攻击的手段。
再次，对于众多业主和投资商来说，在市场良莠不齐的情况下，选择有技术实力尤其在国外市场历经考验的系统集成商是更为合适的选择。
与光伏类似，储能目前仍是草根推动的产业。企业资金储备较为薄弱，基本上都面临一定的资金压力。
融资难成为储能企业的另一座大山。比起风电、光伏，储能没有明确的一个国家政策的支持，银行在进行项目融资时对主体授信要求较高。融资租赁作为一种创新融资手段，在储能电站的资金来源中正扮演越来越重要的角色。
据华润租赁有限公司内部人士介绍，融资租赁机构主流业务在于大型租赁项目，目前大部分商业化的储能项目仍然偏小。针对盈利前景比较好的火电储能联合调频项目，融资租赁的年利率在9%左右。
相比火电储能AGC领域，用户侧储能融资更是难上加难。在工商业电价不断下降和系统集成能力参差不齐的情况下，不少用户侧项目投资收益低于预期。根据世界银行官网公布的项目评估报告，早期储能项目的平均财务回报在5%-7%之间。在当前的金融环境下，用户侧储能项目很难得到金融机构的青睐。
此外，土地税费、并网测试、电网接入、倒卖路条等各种中间费也无形拉高了储能投资成本，这些税费完全“吞噬”了企业本来稀薄的利润。尽管非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一，但是这一部分成本的降低，企业往往无能为力，只能寄希望于国家政策的调整和规范。
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