截至目前，储能已列入“十三五”规划百大工程项目，也是首次正式进入国家发展规划。近年来，随着可再生能源发电行业的大规模扩张，储能技术已成为调节可再生能源稳定性的重要支撑。业内人士认为，当前中国储能市场已处于爆发前夜，预计未来四五年市场规模都将呈现出翻倍增长。
从蹒跚起步到资本布局，储能正迎来新一轮产业暖春。
从国家宏观政策层面上看，储能正在以越来越高的频率进入到国家能源发展规划中：由国家能源局科技司牵头编制的我国首部针对储能的综合性政策文件，即《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》首次明确了储能在我国能源产业中的战略定位，提出未来10年储能领域的发展目标并强调了储能的5大任务，引起了业界关注。“这无疑预示着储能春天来临，相信会有大量的企业涌入，而储能市场将因此进一步打开。”
公开资料显示，储能作为新能源发展的“最后一公里”，在可再生能源并网、分布式发电与微网、调峰调频等领域发挥着重要作用。在集中式可再生能源发电领域，储能已被验证的应用主要包括解决弃风、弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。而经过十多年的研发和示范应用，大规模储能建设已成为解决可再生能源并网消纳难题的重要手段。
作为未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，我国储能技术已经初步具备了产业化的基础。据中国能源报此前报道，截至2016年底，我国电力储能装机总规模逾22GW，占电力总装机的1.5%，其中化学储能近190MW。2016年以来，我国化学储能项目进入加速建设阶段，年增长率超过30%。对此，不少企业表示，希望能够尽快落实，“这样对储能才会有一个很好的预期。”
从储能发展目标和任务来看，行业依然处于发展示范期，商业化亟待加速。基于此，上述《指导意见》明确了储能发展的5大主要任务：储能技术装备研发示范工程、可再生能源利用水平提升工程、电力系统灵活性稳定性提升工程、用能智能化水平提升工程和储能多元化应用支撑能源互联网发展工程。从2015年至2016年上半年，国内已经有多家专业化储能企业成立，规划的储能生产能力都超过10万千瓦。
另据经济参考网近日报道消息称，由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，项目盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元至0.80元之间的地区为例，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7年至9年。更为利好的消息是，未来三大新兴产业——新能源并网、智能电网、电动汽车的发展瓶颈都指向了储能技术。
迄今，国内储能商业化还面临技术挑战、应用挑战、市场机制和政策挑战。相比物理储能，电化学储能有着显著的优越性，如高效性、多样化和灵活性等，但经济性是绕不开的槛，使得一些储能商业模式无法实现盈亏平衡。诚如市场需求乏力，限制了装备制造业工艺改进和技术革新，而原产品的原地踏步导致投资成本居高不下，与低回报一同构成了投资者难以跨越的鸿沟，而融资难、融资贵的境况反过来也冻结市场快速发展。
但可以预见的是，储能产业正在朝着商业化方向快速迈进。从储能市场应用来看，作为增强可再生能源并网消纳和电力系统调峰能力的重要手段，大型储能调峰系统将得到发展。其中，在竞争性售电、增量配电网、综合能源管理、车电互联、梯次利用等领域，如何利用储能实现服务增值，如何挖掘其中潜在的储能应用市场，也引发储能企业越来越多的关注和思考。
随着储能的政策力度不断加码，市场机制逐步理顺，多领域融合相互渗透，装机规模快速增加以及储能细分市场不断开发和应用深化，用户侧的储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的先行军。无疑，储能将迎来一片姹紫嫣红。
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