鋰電世界 作為提高新能源利用率的“靈丹妙藥”，儲能的魅力目前還遠未達到預期。
國家能源局發布的數據顯示，2015年一季度，風電“棄風”電量107億千瓦時，平均棄風率18.6%，同比上升6.6個百分點；而光伏發達的西部地區則是“棄光”的重災區。造成大量新能源被棄的主要原因是電力難以儲存，本地消納及電網輸送能力不足。
由于儲能可以打破電力系統發輸配用實時平衡的瓶頸，彌補電力系統中缺失的“儲放”功能，實現優化電力資源配置、提高能源利用效率，被認為是破解新能源消納難題的主要路徑之一，被寄予厚望。
2014年11月，國務院辦公廳印發《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，將儲能列入9個重點創新領域之一，要求科學安排儲能配套能力以切實解決棄風、棄水、棄光問題。今年3月，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》中，也明確鼓勵儲能技術、信息技術的應用以提高能源使用效率。
盡管2014年中國累計儲能裝機比例已從2013年的7%上升為10%，但受技術、成本、政策等制約，儲能應用的推進速度依然遲緩。除抽水蓄能外，儲能在電力領域只用作微網和離網系統中的配套產品，大規模應用舉步維艱。
國務院參事、中國可再生能源學會理事長石定寰對記者表示，如果讓太陽能、風能等具有間歇性特點的發電資源變成主流，大規模進入能源系統，且要保證能源系統安全可靠運行的話，儲能是必不可少的措施。希望國家能在政策層面將儲能納入未來新的能源體系當中，以戰略的高度去重視。
經濟性欠佳
成本過高問題是阻礙儲能產業化發展的一大瓶頸。
典型例子是，2012年國家電網公司在張北縣建立一個風光儲輸系統，這是國內集風電、光伏、儲能及輸電工程四位一體的最大規模儲能示范項目。該項目至今已并網三年，雖然從技術上能夠滿足風電、光伏等并網發電要求，但經濟性卻屢遭質疑。
龍源電力總工程師楊校生向記者介紹，張北項目配置的儲能系統可提升10%-20%的風電利用率，每年可增加電費收入1000萬-2000萬元，但僅儲能電池每年折舊費就在3000萬元以上，得不償失。
事實上，除抽水蓄能外，鉛酸、鋰電、鈉硫等各類電化學儲能，成本都相對較高，在沒有儲能電價政策和補貼政策的前提下，很難實現盈利。
中國電力科學研究院電工與新材料研究所所長來小康向記者表示，目前中國已建成的儲能示范工程驗證了儲能技術的可行性，但商業化運營模式未能形成。成本是個始終都繞不開的問題，儲能項目的平均成本遠高于現行電價。
“儲能要推進產業化發展，必須研發長壽命、低成本、高安全的儲能產品，提高用戶端的使用性價比。”中關村儲能產業技術聯盟理事長俞振華對記者說。
政策標準缺失
“與火電等傳統能源相比，儲能還是一個新生嬰兒，需要國家從具體政策(方面)給予支持。”中科院工程物理研究所儲能研究中心主任陳海生對記者說。
近年來，國家相關部門雖在《能源發展戰略規劃(2014-2020)》《可再生能源發展“十二五”規劃》等政策中，從不同角度提出并重視儲能在短中長期的發展，但多停留在原則層面，目前我國儲能應用市場仍缺乏具體指導政策。
與美國、日本相比，我國未將儲能作為獨立產業進行扶持，僅針對西部無電地區離網儲能給予一定補貼，且多采取“一事一議”的方式。政策支持力度明顯不足，在一定程度上制約了儲能的發展。
國家發改委能源研究所研究員王斯成對記者表示，不能盲目出扶持政策，示范項目應先行。通過示范來核算成本，積累和分析數據，找準具體激勵政策的方向，為政策的出臺提供依據。
此外，中國儲能技術路線雜，標準缺失也是阻礙行業發展的重要因素。
破題路徑
盡管如此，業界對儲能的前景依然信心十足。中關村儲能產業技術聯盟6月發布的《儲能產業研究白皮書2015》預測，到2020年，中國儲能市場容量能夠達到67吉瓦。
因此，降低成本，加快儲能實現市場化已迫在眉睫。目前，業界普遍認同的方法包括，推進儲能在光儲式充換電站的應用，在電價低和光照充足時像蓄電池充電，在晚間和用電高峰進行使用。還可以將容量在70%以下、不宜上路的動力電池用作儲能，實現電池梯次利用來降低成本。
山東圣陽電源股份有限公司副總經理隋延波告訴記者，對于海島等用電價格相對較高的地區和波峰波谷電價差異很大的地區，分布式配套儲能已具備經濟性，應加強推廣應用。
儲能行業發展還需要有系統的解決方案，引導發電企業、電網、用戶等多種社會力量參與。通過企業、高校和科研院所參與的技術創新，降低儲能成本。加大對行業組織、金融機構的扶持力度，引入社會資本共同參與加快儲能產業發展速度。
當前，高成本形勢下的儲能商業模式未能形成，市場價值尚待挖掘。在俞振華看來，可再生能源并網、分布式發電及微網、電力輸配、輔助服務、電動汽車儲能應用5個領域，將是儲能未來最主要的應用領域。儲能應該圍繞風電、互補光伏等新能源并網和電力輔助服務、車電互聯來進行。