3.光热发展仍处于起步阶段
目前，我国的储热项目尚不成熟，还在起步阶段，共有两个示范项目：一个是北京延庆的八达岭项目，规划装机为1.5MW；另一个是青海的中控德令哈项目，规划装机50MW。八达岭太阳能热发电实验电站于2012年8月成功发电，是亚洲首个兆瓦级太阳能塔式热发电站，但目前未有并网消息。中控德令哈10MW塔式熔盐储能光热电站于今年8月21日实现满负荷并网发电。这是我国投运的第一座熔盐储能光热电站，也是全世界第三座熔盐储能塔式光热电站。青海省除中控德令哈的项目外，还有中广核德令哈50MW槽式光热发电、青海光热电力集团格尔木200MW塔式光热发电和博昱新能源有限公司德令哈50MW槽式光热发电三个在建项目。今年9月1日国家发改委核定了太阳能热发电标杆上网电价1.15元/kWh（适用于2016年实施的示范项目），为光热发电行业迎来重大利好。
总体来讲，目前我国应用相对比较广泛的主流储能技术为抽水蓄能、锂离子电池和液流电池。除抽水蓄能外，目前还没有一种技术在成本、安全、稳定性等各项指标上占明显优势。
（二）存在的问题
目前，国内已经有了一些地区性规定，提供了一些发展机会和市场模式，但离整体产业的健康发展还有很大距离。我国储能商业化应用面临储能成本偏高、电力交易市场化程度不健全、储能技术路线不成熟、缺乏储能价格激励政策等几大挑战，需要国家进一步出台扶持政策。具体来说，主要有以下几点：
1.储能技术路线不成熟
储能电池研究得多一点，但也只是对材料和单一装置进行研究，很多项目还在示范验证阶段，整个系统应用以及整个产业并没有一个明晰的技术路线，即哪类技术、哪种项目更有市场发展前景尚不明晰。
2.缺乏相应的数据支撑
目前国内储能系统没有实现单独参与电网调度，还没有这方面的数据来说明储能参与辅助服务的作用。抽水蓄能电站作为一种运行多年的储能形式，积累了很多数据，但电价机制仍处于探索阶段。目前，我国对储能电池的评价还是空白，而电池储能有寿命周期，与传统电力设备寿命的概念不同。可在电源侧、负荷侧都多做一些试点，明确电池的寿命衰减情况、安全隐患、运行维护情况，积累数据、厘清纷繁数据之间的关联性，让试点和政策相互促进，为今后提议调频电价做数据支撑。
3.储能政策体系和价格机制不完善
现阶段我国还未出台储能技术产业化相关的政策体系和价格机制，尤其是针对电力储能，基本没有实施细则的政策，参与电力市场的机制很不健全。储能有利于提升电力系统的运行质量、效率，但本身并不创造价值，如何为其定价是一个难点，国外通过成熟的电力市场，很容易为其定价，而国内电力市场化改革还未完成。
4.成本高且不具备盈利性
绝大部分储能项目因为成本高不具备盈利性，也缺乏可预期的收益以吸引资本跟进，利用峰谷差套利、通过参与需求响应获得额外收益等用户侧手段一时也很难实现。
5.储能项目融资困难
项目融资渠道也非常有限，主要是业主自有资本金加银行融资，还没能通过产业投资基金撬动项目开发，而且与社会资本之间的对接还不够。
6.储能技术有待进一步突破
目前，储能技术在系统容量、转换率、寿命、安全性等问题上还有待进一步提高。如储能设备需要可靠性保证，由于风电和太阳能项目一般要运行20年，储能设备至少要有10年的寿命期。如果电池储能不能使用10年以上，对于电力系统调节来讲没有意义。之前，我国储能市场一直局限于通信领域，而在可再生能源和电动汽车领域的技术还有待进一步开发。
全球储能发展前景展望
过去几年，电网储能市场的发展不够集中。但是在未来几年，随着可再生能源的快速发展，电网储能市场将迎来快速增长。据美国市场研究机构NavigantResearch研究，预计到2024年，全球储能技术收益将突破210亿美元(约合人民币1300.1亿元)。
就应用领域而言，随着技术升级持续改变电网稳定性、成本效益，储能发展越来越受到可再生能源行业的欢迎。IHS预计，到2018年全球家庭光伏发电电池储能装机容量将达到900MW，其主要增长市场为德国、意大利与英国。电动汽车领军者特斯拉在2015年4月在美国内华达州建立了自己的电池工厂，预计2020年建成时，其年电池产量将达到35GWh。
就区域需求而言，由于对可再生能源并入电网的需求，亚洲将占据储能领域的主导地位。市场研究与咨询机构Frost&Sullivan预计，2016年亚洲每年新增太阳能发电量将增加至33GW，年均增长率达28.9%。这种需求有望推动对社区和电网规模储能解决方案的关注，尤其是在日本、中国和韩国。目前，电池储能绝大多数被用到电网输配环节，未来工业、商业、尤其是居民储能的增长速度会高过电网储能。澳大利亚和日本有望在2016年成为住宅能源存储的主要市场。
就技术路线而言，锂离子电池是目前最具发展前景的技术。IHS预计，到2025年全球储能装置中，锂电池将会占据超过80%。不仅是美国、日本，在南非、肯尼亚、菲律宾等其他国家的电池成本也在持续下降。到2025年，澳大利亚的储能装置安装率将超过5%，成为全球蓄电池的领军。
就中国而言，其储能应用市场前景很大。根据《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》，到2020年示范推广10MW/100MWh超临界压缩空气储能系统、1MW/1000MJ飞轮储能阵列机组、100MW级全钒液流电池储能系统、10MW级钠硫电池储能系统和100MW级锂离子电池储能系统等一批趋于成熟的储能技术。新一轮电力体制改革将为新能源分布式电源和储能应用打开市场。从经济性上看，储能成本会随着规模化应用而快速下降，回收期逐渐缩短，并开始逼近赢利点。在该情况下，预计到2020年我国储能市场累计装机规模将超过50GW。
