q2：2016年政策对储能支持力度如何?具有里程碑意义的是?
2016年，《能源发展“十三五”规划》、《可再生能源发展“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》都明确提出要促进储能技术的发展及示范应用和推广，其中包括大容量和分布式储能。
去年有两个国家能源局发文的政策，对于储能商业化的意义重大：一个是2月份发布的《关于推进“互联网 ”智慧能源发展的指导意见》，其中有大块的内容与储能直接相关，包括“推动集中式与分布式储能协同发展”、“发展储能网络化管理运营模式”等，虽然都是指导性的文字，但从反响上来看，储能相关公司申报示范项目很积极。在刚刚公布的首批能源互联网示范项目名单中，仅从项目名字上看，有三个项目——“源网荷储售”、“风光氢储互补”以及“渔光风储”都直接提到了储能。
另一个是6月份发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，这是能源局发文的第一个支持电储能的政策，规定储能可以建设在发电侧，与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。类似于美国在2011年发布的ferc755号法令提出的“基于调节里程”的付费方式，“通知”提出要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度。
q3：目前储能在我国主要有哪些收益模式?
抽水蓄能两部制电价(包括容量电价和电量电价)、用电侧的峰谷差价以及地方性的补偿政策成为了目前最主要的收益模式。除此外，储能调频项目可在一些地方借助现有的火电调频结算(奖励和惩罚)机制获得共享收益。随着电力辅助服务市场在“三北”的试点，储能获取收益的方式将更加多样化，结算方式将更加明晰。
q4：储能商业化还需要些什么?
早期必要的行政补贴是需要的，但为了防范过剩和恶性竞争的风险，长远来看，储能行业的健康发展还是需要靠市场。
储能行业的发展和电力市场密切相关。中国目前正在进行的电力市场改革，从用户侧的角度，最终目的是电费的节省，而储能可以通过错峰用电实现这一点。
尽管储能的重要性得到了认可，但一个完备的拥有现货交易以及辅助服务补偿机制的电力市场在中国还未形成，导致商业项目的推进都要以行政核准的示范项目为基础，也就意味着一个储能电池制造商要去做应用开发、米乐app官方的解决方案开发和一些创造规则、推动政策之类的工作，才有可能进入市场。
如果有完备的市场体制，储能企业就只需要把产品性价比做好。电池生产企业做好电池、软件公司做好系统和应用，这在美国的电力市场上已经是常态。
q5：十三五期间储能行业将会有怎样的发展?
储能作为一种新技术投资领域，现有的投资回报周期大多在7~8年，投资回报率(roi)不足10%，对社会资本的吸引力较有限，往往局限在资金杠杆成本较低的上市公司或银行等。随着电池技术的不断突破，预计2017年底储能将迎来一个收支平衡点，最迟不会超过2018年。
关于储能的收支平衡点，2012年联盟专家顾问之一的来小康(电科院电工与新材料研究所)所长做过一个预测，储能系统需要做到循环使用5000次以上，且每千瓦时储能系统成本低于1500元。我认为这个预测是比较科学的。
(储能技术的投资成本，注：锂离子电池为1小时磷酸铁锂电池系统;铅炭电池为1小时系统;全钒液流电池为5小时系统;超临界压缩空气为4小时系统。此处投资成本为系统成本，含电池管理系统。来源：cnesa)
随着首批能源互联网示范项目及首批多能互补集成优化示范工程名单的落定，2017年将迎来分布式的蓬勃发展期，储能应用也将因此有较大的增长。两会上我们也非常可喜地看到了关于推进“分布式能源加储能”规模化发展的提案。
q6：未来几年会不会出现一个主流的技术路线?
谈技术路线要限定在具体的应用场景，整体上，未来10~15年多种技术路线并存的局面都不会改变。包括锂电本身也是存在多种技术路线并存的格局，除了三元、磷酸铁锂，包括钛酸锂、锂硫、锂金属电池等都会有相应的发展空间。除相对主流的锂和新型铅电池之外，包括压缩空气、液流电池、钠离子电池、铝基/镁基电池等多种前沿技术也备受关注。