现阶段，我国新型储能技术刚刚起步，技术的研发和示范应用都离不开国家政策和资金的支持。我国现行的一系列关于储能发展的政策、制度，已经有力地促进了新型储能技术和产业的发展。如2005年、2009年的《中华人民共和国可再生能源法》及修正案，通过立法推动可再生能源的开发利用。修正案首次将智能电网规划发展、储能技术应用于电网建设纳入法律范畴。2005年《可再生能源产业发展指导目录》中，包含两项储能电池项目，这在很大程度上促进储能电池的快速发展和规模化、商业化进度。2009年7月，财政部、国家能源局、科技部制定了《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，对光伏、风光发电等的补助间接地补助了储能项目。2011年3月发布的“十二五”规划纲要中提出，国家将培育发展与新能源相关的战略性新兴产业，包括风电、光电、智能电网、电动汽车、燃料电池汽车等。“储能”作为智能电网的技术支撑在国家的政策性纲领文件中首次出现。在新的《产业结构调整指导目录(2011年本)》中，“大容量电能储存技术”在电力类鼓励条目中出现，此外，还包括“动力电池、储能用电池、电池材料及自动化生产成套装备制造等”，将进一步带动储能技术的产业化发展。
一系列促进政策起到了确认储能地位、宏观引导储能技术发展的重要作用。政策从宏观引导、指导的角度使研究机构、企业、投资商等看到了发展储能的重要性、必要性，国家所持的鼓励和支持态度。政策的方向、目的是明确的，符合我国和国际社会发展新能源、支持储能技术、建设低碳、节能、环保的电力体系大潮流和新理念。
但现在看来，政策也存在一些不足。在推动储能的发展方面，政策仍处在初期阶段，尚未到深入、切实地操作阶段。缺乏细化的实施纲要，如发展技术路线图、可能获得的补贴、优惠政策、成本效益分摊和核算等相关的措施或实施办法。同时，政策重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性、持续性。
在示范项目的建设方面，政策稍显粗放，缺乏为实现发展目标而进行的系统的方案谋划设计，各项目之间关联性少，不利于项目之间的互相验证、对比，同时对一种储能技术的试验研究缺乏持续性、连续性。示范项目的作用和效果还有待通过政策明确和加强。且新型储能示范项目缺乏跟踪和及时反馈，没有明确的电价和成本核算、成本回收等方案。
在财政补贴方面，目前有关政策、办法还比较少，仅有的金太阳示范工程对项目的补贴比较笼统，上不封顶，缺乏财政实施计划如步骤、进度和限额控制。其他相关政策中对有关补贴的多变性、模糊性也都难以达到补贴设想的目标和效果。另外，示范项目政策中还应再细化投资成本，考虑示范项目后期产出及其运维需要，试验期满后实行商业运行获利等一系列问题，使项目能发挥长远效益。
在鼓励和吸引投融资上，政策也显不足。另外，政策对于新型储能产业链建立发展的推动作用不足，对推进新型储能产业化、工程化应用效果还不明显。
我国新型储能产业化发展中的问题：
经济性是新型储能技术进一步发展应用的制约因素
现阶段，建设成本过高、经济回报性差成为限制新型化学储能进一步发展推广的重要因素。对于国内化学储能行业，市场需求乏力，限制了装备制造业的工艺改进和技术革新，化学储能产品的原地踏步导致投资成本高居不下，与“零回报”一同构成项目投资者必须跨越却又难以跨越的鸿沟，反过来冻结着市场需求。
首先，化学储能技术投资过高。根据中国电科院关于张北风光储输示范项目的测算，20兆瓦的储能电池的设计投资就达到4亿元。如果我国现有风电装机全部配备储能设备，则需要一次性投入2000亿元，这远远超过我国每年因弃风造成的近百亿元经济损失。
其次，技术尚不成熟，运行时间短，储能价值短期难以完全体现或由于各种原因没有体现。如化学储能技术在解决可再生能源并网和弃风方面仅为设想，目前储能在可再生能源并网方面发挥的作用有限，储能的全部价值还有待充分发挥。
另外，新型储能在电力系统的应用时间短，电力行业对安全性、可靠性要求高，要求技术成熟、安全可靠、建设和运维成本低，性能和质量好，一般至少需要5年以上的实地可靠性测试和应用，才能通过电力用户的最低标准。电力市场对储能的高要求也导致产品规模生产前周期长，而储能产品的方案设计成熟度、可靠性又与一定的规模化直接相关，电力行业的实际情况使得新型储能技术产业化道路漫长。
核心技术仍是主要瓶颈
从技术角度来看，关键材料、制造工艺和能量转化效率是各种储能技术面临的共同挑战，在规模化应用中还要进一步解决稳定、可靠、耐久性问题，一些重大技术瓶颈还需要持之以恒地解决。
新型储能产业发展机制尚不清晰
由于储能技术的特殊性，发电、输电、配电、用电都会受益，都有可能成为储能的实施者，目前很难说是电网公司、发电公司、用电客户，还是储能技术公司更适合成为储能的投资者和资产拥有者。近期可能的方案还是多种方式共存，由技术的成熟度、特定的应用领域与政策共同决定政策受益方，推动储能产业发展。储能技术可能存在电力供给侧、电网侧、用户侧和第三方运营商等多种商业模式。
虽然我国现已公布一些分布式新型储能的示范项目，但主要为分布式和微网项目通过光伏发电、风电服务于工商业和居民的用电，解决无电人口、边防、特殊作业的供电为主要出发点，且大部分项目还在规划和建设中，与规模产业化发展仍存在一定差距。另外，目前大部分新型储能项目仍为示范应用，项目数量少，运行时间短，成本高，缺乏清晰的应用方向，尚不能进行完善的经济性分析。虽然储能系统可以实现多重应用，但由于应用场景不同且较复杂，多重效益的量化目前实际上也很难界定，增加了商业化的难度。另外，新型储能标准体系在国际、国内尚未建立起来。
我国储能产业发展相关建议：
制定持续的、清晰的储能发展战略，明确储能技术发展路线
储能技术的持续不断发展很大程度上依赖于国家持续、清晰的发展战略，国家能源、电力发展策略的持续稳定和明晰是至关重要的。
储能的发展与新能源的发展密切相关。坚持优先发展水电、风电、光伏发电等可再生能源发电的原则，坚持清洁能源发电是实现我国能源结构调整、逐步实现能源自给、保持我国经济、社会可持续健康发展的重要举措，是我国的必然选择。
储能的发展是提高我国电力安全、可靠、经济运行的保障。坚持不断提高电力系统的效率和效益，坚持“人人用得起电，电力质量高，电价低廉”的一贯恵民原则。
明确储能技术发展路线，现阶段，我国大规模电网只能采用技术成熟、成本较低的抽水蓄能技术。因此，目前和今后长时期内继续稳步有序地发展抽水蓄能是我国的基本策略，是我国电网安全、可靠、经济运行的保障，并直接关系到我国经济社会的稳定发展。重视抽水蓄能技术的发展，稳步有序推进我国大型抽水蓄能机组的全面国产化。力争在“十三五”末，国产机组全面赶上国际先进水平，到2030年，达到国际领先水平，引领最新技术发展方向。
新型化学储能技术在我国的发展遵循试验示范→试验示范项目研究总结扩大→应用示范→应用推广→规模化生产的一般发展规律，不能一蹴而就，急于求成，也不能滞步不前。
促进和加大储能技术研发，突破核心技术瓶颈
由于我国工业基础薄弱、装备制造业等水平总体上较落后。因此，还需要重视技术进步，促进和加大储能技术研发，坚持不懈、持之以恒地解决核心技术瓶颈，促进储能技术的发展，同时也进一步提高我国工业发展和装备制造业等基础产业水平。
新型储能产业主要技术瓶颈有：压缩空气储能中高负荷压缩机技术，我国尚未完全掌握，系统研发尚处在示范阶段;飞轮储能的高速电机、高速轴承和高强度复合材料等关键技术尚未突破;化学电池储能中关键材料制备与批量化/规模技术，特别是电解液、离子交换膜、电极、模块封装和密封等与国际先进水平仍有明显差距;超级电容中高性能材料和大功率模块化技术，以及超导储能中高温超导材料和超导限流技术等尚未突破。另外，国内精密材料、高端前沿材料的加工工艺跟美国、日本差距很大，商用产品的开发技术也是短板。
建议国家加大在储能领域的科研投入，超前于需求开展研究工作。另外，要整合资源，加强国际合作，从产、学、研、用上协调推动，实现科技成果的转化，着力实现核心技术上的突破。
推动新型储能示范项目发展，建立示范项目中间反馈机制和完成后评估推广机制
建设新型储能技术示范项目是进行新型储能技术研发、试验分析的一个重要途径。通过示范，可以有效地验证技术的可靠性。由于电力系统示范项目运行期较长，一般在3～5年或更长，因此，建议建立示范项目中间反馈机制，以适时地判断、分析、反馈不同新型储能技术的应用、发展情况。这种及时反馈将发现并帮助我国“有前途的储能技术”加入到研究验证的示范项目中来，并及时发现有关问题。
同时，建立示范项目完成后评估推广机制，全面地评价其技术经济性能，了解项目运行效果及存在问题、经验教训和推广价值，以找到我国“有前途的新型储能技术”。
积极推动新型储能技术标准的制定
标准是技术实现产业化的基础，也是支持行业健康发展的重要因素。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段，标准数量很少，标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准，我国也应加快储能标准的制定工作，紧跟国际标准的步伐，在国际标准中争取更多话语权，争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中，避免出现标准滞后于市场的现象。
另外，由于相关技术标准的缺失，新型储能装置在生产和应用各个环节，如储能装置的设计、招投标、制造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便。我国在新型储能领域已经开展了大量科研与实践活动，具有了一定的技术积累与应用经验，初步具备了建立储能技术标准体系的基本条件。制定新型储能技术产业链各个环节的技术标准，推动新型储能技术标准化建设工作，是实现储能产业规模化、工程化应用的先决条件。
建立和完善储能电站价格体系
价格体系是影响储能电站建设与发展的重要因素之一。电网公司、发电企业、用户方面都认识到储能技术的应用前景，但目前储能电站建设成本高，单位容量投资较大，而且储能电站建设运营方面相关体制和政策并不完善，暂不具备上网峰谷电价、储能电价、补偿机制等配套电价机制，储能电站的建设和运行成本在现有电价体系中还找不到疏导渠道。因此，要推动我国储能技术的应用和发展，应进一步促进价格机制的建立与完善，推动峰谷电价、阶梯电价、储能电价政策的尽快出台，推动储能调频调压等辅助服务市场体系的建立，制定调峰调频辅助电价，建立适应电力市场化运营的储能平衡账户，完善储能技术应用的投资回报机制。
通过采取分时电价等，激发主要用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段节约电费的积极性，降低尖峰负荷，增加低谷负荷，提高电力系统负荷率，提高电力系统总体效率和经济性。
另外，建设适当规模的储能电站能节省电力系统总费用，可以将节省部分费用用于提高供电质量。由于储能电站在节能和提高供电质量上的作用，其投入不增加电力系统总费用，即从长期发展来看，不需要涨销售电价。
培育新型储能产业链，建设新型储能产业机制，促进新型储能技术健康有序发展
目前，我国新型储能技术发展仍处于早期，在技术、标准、应用示范项目和扶持政策等方面均有不足。而且我国新型储能技术产业的整体产业链没有形成，储能技术的产业化进程比较慢，现在还没有进入到大规模应用的阶段，主要原因是技术上还无法满足大规模商用的条件。
为推动我国储能技术特别是新型储能技术的自主研发和创新，鼓励产、学、研、用一体化典型示范项目的建立，技术上的完善、装备制造的革新乃至国家行业标准的颁布，都需要化学储能进一步推广应用，也为深化化学储能的集群化应用迈出探索性的一步。因此，促进新型储能产业的健康有序发展是十分必要的。
针对储能技术发展和应用，制定相应的财政扶持政策
储能技术涉及材料科学，其基础性强，在研发、验证、示范项目和配套工程、市场推广等过程中都需要加大资金投入力度。除国家财政增加投入外，也需要调动企业投入的积极性。实施国家重点工程，以企业为主体，广泛吸引社会资金投入，运用现代金融手段拓宽资金来源，国家在财税政策上给予必要的支持。
另外，由于目前分布式试点项目建设费用较高，且无相关电价政策支持，特别是储能无电价标准，因此，分布式发电系统/储能经济性较差。建议研究完善针对分布式发电系统接入微电网的支持政策，使分布式发电系统/储能建立合理的投资回报机制。
鼓励国内储能设备企业“走出去”占领国际市场
鼓励国内储能设备企业“走出去”占领国际市场，一方面因为目前国际市场如美国、德国、日本、南亚等相比国内储能市场已经基本形成，应用机会较多，中国企业可以利用自身已有的技术、材料、人力等优势“分一杯羹”;更重要的是，通过国外应用，可以弥补目前国内示范项目不足或关注不到的问题，可以更广泛地验证我国储能技术，积累技术经验，通过国际交流，进一步促进我国储能技术发展和创新。
目前，储能产业在争夺国外市场项目出口创汇时，尚有许多材料或者集成模块不能全额退增值税，再加上国外同类型的本地企业却享受本地政府的优惠和补贴政策，使得国内企业在国外市场上竞争压力非常大，面临着巨大生存压力。
为扶持我国新型储能项目，可考虑给予一定的财税优惠政策，如对储能项目设备厂家给予营业税减免等税收减免政策，对出口创汇的相关储能项目可以考虑100%退还相关采购物料和设备的增值税。
另外，目前我国还不具备对在前沿领域技术有优势但不盈利的公司在公开股票市场募集资金的证券市场，对于储能这种现阶段基本不能盈利的行业公司，可以一方面鼓励风险投资的参与，另一方面，鼓励储能技术企业走出去，在海外市场IPO，并支持中国企业收购国外技术。
同时，对国外企业进入国内储能市场设定准入条件。如目前，美国和日本在电池储能技术方面居于领先地位，日本垄断了钠硫电池技术，我国是否要实行“以技术换市场”要审慎考虑。
促进电动汽车储能健康发展
对电化学储能发展方向的建议：支持电动汽车的大规模发展。从长远来看，可考虑把分散的电动汽车的动力电池汇聚、开发成为可用于电力系统的储能资源，进行梯次利用。
对配电网改造建议：允许电网参与“三网融合”以形成“四网融合”。因为要对电动汽车进行“有序充电”，需要建立从配网自动化主站到电动汽车的可靠通信电路，通过“四网融合”共享光缆资源，可降低配电网通信的建设成本。
对电力调度建议：将有条件的电动汽车充放电的调度纳入统一调度的范围。
