与快速成长的光伏不同，储能在国内一直是看上去很美，产业化进程却始终低速徘徊，尤其是在电力领域的应用，推进速度更为迟缓，通常只能作为微网和离网系统中的配套产品出现，颇受冷遇。
长期遇冷导致我国储能产业的发展动力明显不足，定位电力市场的储能企业目前也多处于未盈利状态。事实上，在解决新能源稳定性和提高传统能源利用率方面，储能是全球公认的最佳选择和最终途径，被视为“解决能源问题的最后一公里”。可以预见，未来我国对储能在电力市场作用的继续忽视，将削弱能源结构调整的力度和在全球能源竞争新格局下的国际竞争力。
扶持政策缺失
当前全球新能源产业风生水起，新能源也从补充电力的角色向大规模替代传统能源逐渐转换，这其中，储能技术的支撑作用不容忽视。
近一两年，国外已开始摒弃对单一新能源形式的补贴政策，转而将针对光伏、风电的补贴向扶持储能倾斜。德国、日本均出台了针对“+储能”的能源补贴政策。
“在欧美权威机构给储能的定义基本上是应用于电力领域，跟电动企业是严格区分开的。但国内没有真正的推进储能产业化的补贴政策，仅西部无电人口地区，科技部和地方曾给予过扶持企业的发展基金。”业内储能专家杨洋在接受记者采访时如是说。
“储能应用电力市场的需求一直都有，但缺乏政府政策的引导，电力系统的储能企业没有一家盈利，多数依靠其他业务维持对储能研发经费的持续投入;项目也局限于示范区或安全、备用等特殊领域，补贴也多采取‘一事一议’的方式。如西藏无电地区人口用电项目，通常是政府直接买单，并不涉及储能的补贴与扶持，对电力市场的储能更是鲜有涉及。”杨洋说。
在他看来，全球储能产业处在爆发前夕的关键时刻，但国内似乎并未对此形成共识。储能在智能电网范畴内的地位和作用是毋庸置疑的，在学界和业内也是达成共识，但在减排方面的作用却没有明确定位。在完成某一时间节点的减排目标下，是否必须坚持发展储能则是不清晰的。“国内储能发展的主要问题是没有政策，缺乏储能经济研究性的基础研究，其实，储能的经济型研究也是量化储能价值的过程，这涉及到如何配置储能的规格，如何确保储能运行价值的最大化，在此基础上，才是市场设计或者叫买单机制的问题，才可能给出合理的补贴政策。”杨洋说。
多措并举破除成本瓶颈
不少分析人士认为，储能产业的发展路径和投资机会类似于光伏产业，但实际情况却是，储能比光伏产业更为复杂和困难。
中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙在接受《中国能源报》记者采访时说：“与光伏相比，储能涉及的种类和应用范围更广，很难出现光伏市场应用被单一技术垄断的局面。”据他介绍，储能从大类上分可分为物理储能和化学储能;在应用上又可细分为交通、电力以及大电源应用管理等领域。“总体来说，国内储能产能还比较小，仍处在刚刚起步的阶段。虽然部分领域储能产品出货量很大，如通讯基站、备用电源，但这是通讯产业快速发展的结果，在电力系统中，储能的作用并没有发挥出来。”
记者了解到，当前成本高企仍是制约储能行业发展的瓶颈，1.5元-1.8元/千瓦时的平均成本远高于现行电价。但随着国内分布式能源在整个能源结构中的比重提高，储能将有巨大成长空间和应用需求。而降低储能成本的途径，不仅需要多样化的储能技术支撑以及电力系统市场的开启，同时也需要通过政府合理的扶持补贴政策，允许储能企业拥有合理的利润生存空间，从而提升企业参与度，最终实现加速降低成本的目的。
刘彦龙说，“十三五”光伏市场规划提出后，储能的规划也被提到议程之上。据记者了解，国家能源局日前已经委托中国化学与物理电源行业协会编写国家储能产业“十三五”规划大纲。“这一规划将在原来课题的基础上拿出整体规划，包括分布式能源、微网、海岛离网。”