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为规范风电、光伏系统的有序、规模发展，2011年伊始，国家能源局、发展改革委等部门，先后颁布了系列强有力的保障措施，从其密集程度及频次，便可窥豹一斑：《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》，《关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》、《关于做好2012年金太阳示范工作的通知》等不胜枚举。总之，政策要求各地要严格按照国家能源局下达的核准计划开展项目核准工作，不得擅自核准计划外的风电项目。对未列入风电项目核准计划的项目，电网企业不予接受并网运行，不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴。对于风电资源丰富的“三北”地区，风电场运行困难、大量弃风问题已经成为当前风电发展的重要制约因素，各省市要高度重视风电场运行管理工作，通过开展风电场功率预测预报、提高风机技术水平、加强需求侧管理、开展风电供热或储能等多种措施，积极开拓风电市场、提高风能利用率。现将各项政策初步解析如下，供读者参考。
1.《风电场功率预测预报管理暂行办法》
相关条款：第九条 风电场功率预测系统提供的日预测曲线最大误差不超过25%；实时预测误差不超过15%。全天预测结果的方均根误差应小于20%。
解读：《风电场功率预测预报管理暂行办法》中要求所有并网运行风电场都具有风电功率预测预报的能力，并按要求开展风电功率预测预报。同时，需执行电网调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括实时滚动修正的计划曲线）和调度指令，及时调整有功出力。对于考核不合格者要求进行整改，甚至不得并网运行。整改以及不得并网，将给风电场带来很大的经济损失，因此考核指标对各个并网风电场都十分重要。风电场配备相应的储能系统将大幅提高风电场跟踪调度计划曲线的能力，风电场整体出力将更灵活，确保考核结果良好，减小不能并网的风险。为满足《风电场功率预测预报管理暂行办法》中的明确数值规定，除提高现有功率预测水平外，储能也不失为一种破解该问题的有效途径。
2.《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》
相关条款：第四项提出：根据可再生能源发展需要，按照《可再生能源法》和我委印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）有关规定，将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准提高至每千瓦时0.8分钱。
解读：可再生能源电价附加标准的提高有利于提高可再生能源发电企业的积极性，促进可再生能源的发展，随着风电、光伏系统的单位造价成本降低，而上网电价的补贴，为借助储能系统来改善现有间歇能源的电能质量，提供了有力的保障，有利于带动储能产业的发展。
3.《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》
相关条款：第三项中将城乡居民每月用电量按照满足基本用电需求、正常合理用电需求和较高生活质量用电需求划分为三档，电价实行分档递增。“起步阶段指导性方案”中指出各地第一档电量，原则上按照覆盖本区域内80%居民用户的月均用电量确定；第二档电量，按照覆盖区域内95%居民用户的月均用电量确定，起步阶段电价提价标准每度电不低于5分钱；第三档电量，为超出第二档的电量，起步阶段电价提价标准每度电为0.3元左右。
解读：阶梯电价的实行，为储能系统在电网中的削峰填谷奠定了经济基础，随着储能系统单位造价成本的日益递减，加之电价调节机制，会为储能系统参与电网调节提供有利契机。峰谷电价机制将有可能拉动储能的快速应用。居民峰谷电价的实行加之民众对应急后备电源的需求，将进一步打开家庭储能应用的市场。目前，家庭储能系统在日本及德国等海外地区已经有良好的市场态势，比亚迪、三星SDI、松下、NEC和德国KAVO新能源公司都宣布进军家庭储能系统市场。此外，实行阶梯电价后电网企业增加的收入，将有一部分用于可再生能源发电补贴。这又为储能在可再生能源发电并网的应用方面提供了经济支持。
4.《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》
相关条款：第十一章第三节中明确指出：“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”。
分析：长期以来，储能技术产业化一直受制于政策、技术成本两大因素未能得到迅速发展。《纲要》中对储能的描述是作为一种先进技术支撑电网建设，这道出了储能的核心。依据《纲要》，专门设立了储能方向，除原有的项目之外，针对低成本、高性能化学储能关键技术研究，下设了六个研究方向：长寿命锰酸锂系储能电池关键技术及示范，低成本钛酸锂系储能锂离子电池关键技术及示范，新型锂硫化学储能电池的关键技术研究，硅基新型化学储能电池的关键技术研究，高比能、低成本的新型超级电容器关键技术研究和其他新型化学储能技术研究，以期突破开发适用于智能电网、可再生能源发电的化学储能关键技术，研制大规模储能用的低成本、高性能储能电池。
5.《金太阳示范工程项目目录》
相关条款：《金太阳示范工程项目目录》中项目分为3类：大型并网光伏发电项目（35个）、无电地区光伏发电项目（18个）、用户侧并网发电项目（222个），共275个项目。全部项目范围覆盖29个省市自治区。
解读：金太阳示范工程是我国促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，培育战略性新兴产业，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化的具体行动，计划在2～3年时间内实施完成。纳入金太阳示范工程的项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。大量光伏示范工程的上马，将拉动相应储能的需求。以张北风光储输示范工程一期为例，风电100MW，光伏50MW，储能20MW。
6.《合同能源管理项目财政奖励资金管理暂行办法》
相关条款：《合同能源管理项目财政奖励资金管理暂行办法》中指出“奖励资金由中央财政和省级财政共同负担，其中：中央财政奖励标准为240元/吨标准煤，省级财政奖励标准不低于60元/吨标准煤。”
解读：《合同能源管理项目财政奖励资金管理暂行办法》对财政奖励资金的支持对象、范围和支持条件作了明确的规定，并对支持方式和奖励标准进行详细的说明。以辽宁电网为例，2010年风电场弃风电量约10亿kW·h，按每千瓦时耗煤300g计算，因弃风而浪费的标准煤约为30万吨，若能将全部弃风利用，仅辽宁电网风电方面的每年的节能奖励就将达到9000万元。储能设备的介入将有效提高风电利用小时数，减少弃风量。
随着大规模间歇性可再生能源的应用，供需平衡是需要解决的主要问题，而储能技术正是解决可再生能源间歇性问题的有效方法。然而现有IEC和IEEE标准几乎没有储能系统接入电网的相关标准。在2012年年初，国家电网公司下属中国电力科学研究院制定的智能电网系列标准之一《储能系统接入电网测试标准》（Energy-Storage Test Procedures for Equipment Interconnecting Electric Energy Storage with Electric Power Systems），正式列为IEEE P2030.3标准。
国内，国家电网公司智能电网标准框架体系中，大容量电能存储作为发电专业的一个分支，包括接入电力系统的技术规定标准系列、并网特性测试标准系列、并网运行控制标准系列、监控系统功能规范标准系列、监控设备标准系列5个标准系列。目前，仅有一项关于储能的国家电网公司企业标准Q/GDW564《储能系统接入配电网技术规定》在2010年发布。该规定在储能系统接口装置、接地与安全、电能质量、功率控制与电压调节、继电保护、自动化与通信、电能计量方面对储能系统接入配电网做了相关的技术规定。另外3项国家电网公司企业标准《储能系统接入配电网运行控制规范》、《配电储能系统并网测试规范》、《锂离子电池储能装置并网技术要求》正在制定中。
由于储能系统接入电网还没有相关的标准，根据大容量新能源发电并网及大容量电能存储接入电网的应用需求、技术成熟度及发展趋势，参考光伏发电、风力发电接入电力系统等相关标准，初步提出未来标准体系框架如下：
（1）大容量储能系统接入电力系统的技术规定标准系列
为保证大容量储能系统并网后电网的安全稳定运行，需要根据实际情况，对大容量储能并网提出合理的要求，制定大容量储能接入电网技术标准，对大容量储能系统的并网方式和电能质量、有功功率、无功功率、运行电压、电压调节、运行测试、通信与信号等方面提出技术要求。
（2）大容量储能系统并网特性测试标准系列
大容量储能系统并网特性测试是检验大容量储能系统是否满足并网技术条件的有效手段。通过大容量储能系统并网特性测试，可以检验储能系统是否符合并网技术要求，保证储能系统接入后电网安全稳定运行。该标准系列主要规定大容量储能系统并网测试的内容、方法和步骤等，并对测试设备提出技术要求。
（3）大容量储能系统并网运行控制标准系列
间歇性新能源具有较大的随机性和波动性，储能与电网的协调运行对电网安全稳定至关重要。该标准系列主要结合间歇性新能源并网运行情况，对大容量储能系统的运行、调度、控制及维护等提出技术要求。
（4）大容量储能系统监控系统功能规范标准系列
为实现大容量储能系统与智能电网中其他系统的统一协调控制，需要通过监控系统对大容量储能系统进行实时监控。该标准系列主要规定监控系统的总体构架、基本功能及技术指标。
（5）大容量储能系统监控设备标准系列
为实现大容量储能系统监控设备与智能电网中其他能源系统、设备或装置的互连对接，需要制定大容量储能系统监控设备标准，对大容量储能系统监控设备的监测、通信接口、继电保护等做出技术规定。
政策方面已经由开始时的只关注新能源，到现在逐渐延伸到储能领域。鼓励政策对鼓励对象的描述也日益清晰，鼓励措施逐渐加大。随着对储能重要性的认识逐渐深刻，预计国家政策会逐步向储能领域倾斜，储能产业前景会越发光明。储能产业政策群正在形成。储能系统与发电不同，它的经济性指标往往很难以某一种标准来量化评价，例如评价发电站的经济性时常用的平均发电成本指标等。储能系统的经济价值应主要由它所发挥的作用而带来的经济效益来评价。储能技术经济效益分析如下：
（1）提高新能源发电接入能力，降低风电场弃风损失带来的经济效益
风电出力的随机性影响并网点供电品质，而电网建设速度又跟不上风电场建设的快速发展，导致风电场并网发电过程中，存在严重的弃风问题。以2010年1～6月全国风力发电上网为例，上网电量约为230亿kW·h，未收购电量约为30亿kW·h，弃风量约占风电总发电量的13%，以上网电价约0.6元/kW·h计算，直接经济损失约为18亿元，全年直接造成经济损失约36亿元。
风电场中配置储能系统可有效平抑风电场出力的波动性，提高风电利用小时数，减少弃风量，带来显著的经济效益。
（2）提高风功率预测准确度带来的经济效益
2011年6月9日，国家能源局下达了《关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》，通知提出了提交预测预报要求，包括日预报要求和实时预报要求。其中，日预报要求并网风电场每日在规定时间前按规定要求向电网调度机构提交次日0时到24时每15min共96个时间节点风电有功功率预测数据和开机容量；实时预报要求并网风电场按规定要求每15min滚动上报未来15min至4h风电功率预测数据和实时的风速等气象数据。办法对预测的误差提出了要求，指出日预测曲线最大误差不超过25%，实时预测误差不超过15%，全天预测结果的方均根误差小于20%。该办法定于2012年7月1日起正式开始运行，长期预测准确度差的风电场企业应按有关要求进行整改。
西班牙在风电入网条件方面也有其政策上的规定，具体做法是：国家电力库系统在向各发电企业收购发电量时，要求各电网企业必须提前一天报出各个时段（每天6个大时段以及24个小时段）的上网电价以及预测的上网电量，电力库再根据第二天各时段的用电需求预测情况，决定购买哪些发电企业的电力。对于常规能源发电企业，如果实际的上网电量与预测的发电量相差超过5%，则发电企业需要向电力库支付超过上网电价数额的罚款，相差比例越高，罚款的倍数越大。但对于风电，考虑其发电量预测的难度，规定只有当相差比例超过20%时，才需要支付罚款，并且罚款的额度与常规电力企业超过5%需支付的罚款额度相当。当然，如果风电预测和实际所发电力相差比例越高，则罚款倍数也加大。
储能接入风电场能够实现跟踪计划出力的功能，一方面能够避免因预测准确度差被迫整改期间，因不能并网发电带来的经济损失；另一方面可预防预测误差过大带来的罚款问题。
（3）国内峰谷电价政策下，用电低谷期蓄能，节约用电成本
为提高电能利用效率、促进电力资源优化配置，2011年11月由国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、国务院国有资产监督管理委员会、国家电力监管委员会、国家能源局联合发行的《电力需求侧管理办法》中明确提出：推动并完善峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能，在具备条件的地区实行季节电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等电价制度，支持实施电力需求侧管理。