基于对“我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础”的判断，《指导意见》明确提出了下一阶段的发展目标，即“实现储能由研发示范向商业化初期过度”，并且明确了第三条重点任务“推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范”。

电力系统的灵活性和稳定性是支撑可再生能源消纳和可持续发展的关键基础，采用储能技术则可以快速有效地提高电力系统的灵活性和稳定性。为了推进储能的应用示范，指导意见从三个方面对该重点任务做了说明：

第一，支持储能系统直接接入电网。

目前国外开展的大容量储能项目多数都是通过变电站直接接入电网的，《指导意见》为什么要提出“直接接入电网”呢？我个人的理解是，储能系统接入电网的地点和方式大体上可以分为电源侧、电网侧和用户侧，不同的接入方式一般就意味着储能接入容量、建设规范、验收标准、运行模式不一样。

目前我国在用户侧和电源侧建设储能项目碰到的问题相对较少，但储能系统直接接入电网并实现商业化运营当前还存在一些障碍，包括主体资格认定、验收标准、电价政策等等，主要原因之一是我国的电力法中还没有针对储能技术的主体认定内容，按照惯例，无法对储能技术做出“电源”或“用户”的分类。

作为对照，美国联邦能源监管委员会（FERC）早在2007年就推出了《防止输电服务中不正当的歧视和偏向性》（890法案），其中把储能技术归类为“非传统发电电源”，明确要求区域电力市场允许“非传统发电电源”提供辅助服务。此次《指导意见》中明确“支持储能系统直接接入电网”，并指出要研究储能并网容量、运行控制、涉网保护、安全防护等技术内容，相信对促进储能技术的大规模商用会有很积极的意义。

第二，建立健全储能参与辅助服务市场机制。

从电力辅助服务获得收益，是当前储能技术主要的商业化运行模式之一。在美国、英国、德国等国家，都有比较成熟的电力市场，配套的电力辅助服务市场也比较清晰透明，客观上有利于各类企业主体参与大规模储能系统项目的研发、投资、建设和运行。我国目前各地执行的辅助服务政策是由国家能源局及其派出机构制定，并且主要是针对传统发电机组。在京津唐、山西等区域执行的政策已经较好地体现了“按效果付费”的精神，对推动储能技术参与辅助服务提供了良好的政策环境。

2013年以来睿能世纪的几个储能商业化项目都得益于此。但是，现阶段的辅助服务收入主要来源于发电企业之间的分摊，并没有将辅助服务的成本有效地传导出来，因此我国的电力辅助服务定价机制对储能实现商业价值还存在不确定性。《指导意见》里面明确提出要进一步建立“谁受益谁付费”的市场机制，这将是形成辅助服务市场长期良性发展局面的关键。

第三，探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则机制。

除了上述两方面的内容以外，为储能设立容量电费是决定储能系统能否在电网中实现良性快速发展的核心机制。当前提高我国电网的灵活性除了要增加调频能力以外，更迫切的是提高电网的调峰能力，尤其是进入冬季以后北方地区电网普遍出现电网调峰能力不足，导致严重的弃风弃光现象。相对于传统的抽水蓄能和燃机发电，储能技术正在逐步表现出颠覆性的能力：

成本方面，以4小时容量的储能系统为基准，2007年，大规模锂电池储能系统的成本大约是每千瓦时8000~10000元；到2017年，该成本已经下降到每千瓦时1800~2000元。预计未来3年左右，锂电池储能系统的成本预计将降低到每千瓦时1500~1700元。据了解，包括液流电池、压缩空气等其他储能企业也都把每千瓦时1500~2000元作为研发的目标成本。

性能方面，锂电池系统的充放电能量效率能够达到约90%，系统使用寿命已经能够超过10年，未来有望达到15年以上；其他的储能技术也能实现60%~85%的能量效率，系统使用寿命能达到10~30年不等。

相对于燃机调峰，储能技术一方面不消耗化石能源（如果忽略能量损耗的话）、没有“三废”排放，另一方面能够提供两倍装机容量的调节范围（1MW的储能系统能够提供2MW的调节范围）；大部分电化学储能技术部署非常灵活、占地面积小、建设周期短。如果储能技术能获得类似于抽水蓄能和燃机的容量电费政策，相信未来几年我国储能调峰市场将会呈现巨大的发展。