作为提高新能源利用率的“灵丹妙药”，储能的魅力目前还远未达到预期。
国家能源局发布的数据显示，2015年一季度，风电“弃风”电量107亿千瓦时，平均弃风率18.6%，同比上升6.6个百分点；而光伏发达的西部地区则是 “弃光”的重灾区。造成大量新能源被弃的主要原因是电力难以储存，本地消纳及电网输送能力不足。
由于储能可以打破电力系统发输配用实时平衡的瓶颈，弥补电力系统中缺失的“储放”功能，实现优化电力资源配置、提高能源利用效率，被认为是破解新能源消纳难题的主要路径之一，被寄予厚望。
2014年11月，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014?2020年)》，将储能列入9个重点创新领域之一，要求科学安排储能配套能力以切实解决弃风、弃水、弃光问题。今年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中，也明确鼓励储能技术、信息技术的应用以提高能源使用效率。
尽管2014年中国累计储能装机比例已从2013年的7%上升为10%，但受技术、成本、政策等制约，储能应用的推进速度依然迟缓。除抽水蓄能外，储能在电力领域只用作微网和离网系统中的配套产品，大规模应用举步维艰。
国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰对《财经国家周刊》记者表示，如果让太阳能、风能等具有间歇性特点的发电资源变成主流，大规模进入能源系统，且要保证能源系统安全可靠运行的话，储能是必不可少的措施。希望国家能在政策层面将储能纳入未来新的能源体系当中，以战略的高度去重视。
经济性欠佳
成本过高问题是阻碍储能产业化发展的一大瓶颈。
典型例子是，2012年国家电网公司在张北县建立一个风光储输系统，这是国内集风电、光伏、储能及输电工程四位一体的最大规模储能示范项目。该项目至今已并网三年，虽然从技术上能够满足风电、光伏等并网发电要求，但经济性却屡遭质疑。
龙源电力总工程师杨校生向《财经国家周刊》记者介绍，张北项目配置的储能系统可提升10%?20%的风电利用率，每年可增加电费收入1000万?2000万元，但仅储能电池每年折旧费就在3000万元以上，得不偿失。
事实上，除抽水蓄能外，铅酸、锂电、钠硫等各类电化学储能，成本都相对较高，在没有储能电价政策和补贴政策的前提下，很难实现盈利。
中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康向《财经国家周刊》记者表示，目前中国已建成的储能示范工程验证了储能技术的可行性，但商业化运营模式未能形成。成本是个始终都绕不开的问题，储能项目的平均成本远高于现行电价。
“储能要推进产业化发展，必须研发长寿命、低成本、高安全的储能产品，提高用户端的使用性价比。”中关村储能产业技术联盟理事长俞振华对《财经国家周刊》记者说。
政策标准缺失
“与火电等传统能源相比，储能还是一个新生婴儿，需要国家从具体政策(方面)给予支持。”中科院工程物理研究所储能研究中心主任陈海生对《财经国家周刊》记者说。
近年来，国家相关部门虽在《能源发展战略规划(2014-2020)》《可再生能源发展“十二五”规划》等政策中，从不同角度提出并重视储能在短中长期的发展，但多停留在原则层面，目前我国储能应用市场仍缺乏具体指导政策。
