因此，包括提高峰谷电价差、储能安装补贴、储能电价补贴等在内的政策支持是光储项目建设的一个不可或缺的因素;同时也希望已经开启的新一轮电改会为储能产业的发展提供一个更灵活和市场化的电力应用平台，更多地实现储能作为一个快速响应电源的价值。储能技术的完善和成本降低也是一个重要的储能应用推动因素;电动汽车的发展，促进了动力电池的产业化生产，有利于降低成本;各种储能技术在电信、交通、采矿、物流等领域的发展也会有利于降低技术成本，提高技术指标。只有在国家补贴政策的框架下，技术厂商和金融机构应通力合作，充分利用自身的专业能力、资金实力和市场经验，才能引导和推动适合中国市场的光储模式的发展。
需求侧管理为储能带来新价值
储能技术的应用从来都不是孤立存在的，它的发展往往与可再生能源渗透率的提高、电力供应与消费效率的优化、低碳绿色生存环境的建立息息相关。化石能源匮乏、环境污染日益严重是全球面临的主要问题，作为经济高速发展国家，这些问题在中国尤为突出。2014年6月，习近平总书记提出要推动生产和消费革命，其中首要的便是“推动能源消费革命，抑制不合理能源消费。坚决控制能源消费总量，有效落实节能优先方针，把节能贯穿于经济社会发展的全过程和各领域”。*电力需求侧管理作为降低能源消费量、提高能源使用效率的最有效手段之一，在需求侧的消费革命中会有很大的发展机会，前景不容忽视。
电力需求侧管理指的是政府通过政策措施、电价机制等引导用户采取能效措施、改变用电行为，从而达到降低高峰用电、提高供电效率、优化用电方式等目的。电力需求侧管理包括能效管理和负荷管理两个部分。能效管理指通过用户采用先进技术和高效设备，实行科学管理，提高终端用电效率，减少电量消耗，取得节约电量效益和减少污染排放的效益。负荷管理即电力需求响应，具体指电力用户在调度信号、激励机制的驱动下，在尖峰用电时段或者电网不稳定时，改善自己的用电方式，从而降低高峰用电、维护电网稳定。
其实需求侧管理或者电力需求响应并不是新鲜事务， 美国是目前世界上需求响应开展较好的国家之一。美国市场上，需求响应主要分为基于价格机制的需求响应和基于激励机制的需求响应。基于价格机制的需求响应资源一般来自于居民用户，基于激励机制的需求响应资源一般来自于工商业用户。美国各电力公司根据自身特点，设置并提供了丰富多彩的需求响应项目供电力用户选择性参加，例如太平洋燃气与电力公司(PG&E)就设置了针对小型公司的需求响应项目：智能空调项目、家庭和商务区域联网项目;针对大中型公司的需求响应项目：商务刺激项目、集成方项目、补贴项目。
目前，这种方式也为国外的用户侧储能项目提供了增值机会，支持了一些储能系统集成商建立创新商业模式。在加州、纽约州等需求响应和用户侧储能业务发展较早的地区，已经有UPS、Shore Hotel、7-11等多家公司安装并应用储能系统，与*Green Charge Network公司达成电力能效协议，通过Green Charge Network公司统一管理储能系统的充放电行为，参与需求响应，并获得相应补贴。通过聚集分布式资源参与加州需求响应市场来增加额外的收益也是Stem公司提出的“储能即服务”模式中的一个重要应用。
我国电力需求侧管理潜力巨大，全国共装有电力负荷管理系统装置超过30万台，投资规模约250亿元。可监测负荷约1.5亿kW，监测面积达到大工业和非普工业的50%，可控制负荷近0.5亿kW，70%以上的电力缺口通过需求侧管理措施解决。从我国近年来的电力持续负荷统计来看，全国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时，采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。如果采用电力需求侧管理的方法削减这部分高峰负荷，可以缓解电力供应紧张的压力。
目前，需求响应在中国电力市场开展的十分有限，但其重要性已经在中国的能源战略以及新一轮电改文件中得到了体现，北京、上海、唐山和苏州四个城市也成为需求侧管理试点城市。2015年8 月12 日，北京市电力需求响应综合试点工作首次启动并顺利实施，试点当天北京市最大电力负荷高达1843万千瓦，创历史新高。本次试点响应累计削减电力负荷约7万千瓦，减少了电网的高峰负荷压力。包括中关村储能产业技术联盟在内的共17家负荷集成商、74家用户参与了此次响应工作，其中一些带有储能的微网项目作为优质资源快速响应了调度命令，在保证用户正常用电的情况下，有效地降低了电力用户从电网的取电负荷。
尽管我国需求响应市场还存有不少发展障碍，但需求响应必将在中国赢得很大的发展空间，一个主要原因是更合理、完善的峰谷电价机制，将激励需求响应的开展。《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》中明确表示，“为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价”。峰谷电价的覆盖范围和地区有望扩大，价格型需求响应将受激励。另一个原因则是电能服务企业的参与将增强市场活力，允许多种形式的售电主体进入电力终端销售市场，这也是新一轮电改重点之一。目前，由于储能价格昂贵，大部分需求响应项目中并未使用电池储能技术，但随着未来储能技术的进步、成本的下降、可再生能源的渗透率提高以及电网对系统调节能力、灵活性提出更高的要求，储能在需求响应中的作用将更加明显，甚至会成为最主要的需求响应技术。
发展前景
近期，多个研究机构从不同领域预测了未来储能系统的装机规模，虽然定义有差别，但共同表明了对未来储能市场高速发展的信心。据Navigant Research数据，2015年，全球新增储能+可再生能源的装机容量约为196.2MW，随着储能技术成本不断下降以及补偿机制的实施，预计到 2025 年，全球新增储能+可再生能源装机容量将突破12.7吉瓦。 矢野经济研究所 (Yano Research Institute)的研究结果表明，由于户用储能市场的驱动，日本储能市场将会快速增长，市场规模在2017 年和 2020年将分别达到1.196GWh和3.307GWh。摩根斯坦利则预测，澳大利亚的储能市场将价值240亿澳元，将有240万用户采用户用光储系统。
据CNESA预测，到2020年中国储能市场规模将达到66.8GW，其中抽水蓄能的规模为35GW，包含参与车电互联的电动汽车动力电池在内的其他储能技术的市场规模将超过31GW。抽水蓄能100%用于电网侧，近14%的储能用于集中式可再生能源并网(集中式光伏电站、CSP电站及风电场)，储能在用户侧的应用比例为20%，预计将有12%的储能装机来自于应用到车电互联领域的动力电池。
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