目前,全球储能技术已经进入快速发展阶段，抽水蓄能已实现商业化应用；压缩空气、飞轮储能、锂离子电池、铅酸（铅炭）电池、液流电池、超级电容器等储能技术都已经得到了部分商业化或示范验证。

新型储能技术如锂浆料电池、固态锂电池、液态金属电池、铝空气电池等相关技术研发进展也十分迅速。储热、储冷、储氢技术也取得了一定进展。各种储能技术路线正呈现出“百家争鸣，百花齐放”新业态。

在我国,先进大容量储能技术还处于多种技术并存的发展初期，每类技术都有各自的优点和缺点，并没有形成主导性的技术路线。它也面临着关键材料、制造工艺和能量转化效率等方面的挑战。未来，储能产业的规模化应用还需进一步解决稳定性、安全性、低成本、长寿命以及资源再利用等相关问题。

我国在探索储能大规模商业化应用途径上，主要呈现出以下六种主流的商业模式。一是新能源并网电站配置储能；二是储能用于电力辅助服务；三是在用户侧配置储能；四是离网电站配置储能；五是微电网配置储能；六是移动储能应急电源。

随着我国储能示范应用向商业化应用的过渡，越来越多的细分市场将不断呈现出来。电动汽车光储充一体化的应用、储能在能源互联网的应用、储能参与多能互补项目、增量配网储能的应用、电能替代等都会给储能产业发展带来更多的市场机遇。

在储能“热潮”不断升温之下，电池企业、光伏企业、系统集成商、逆变器和控制系统企业、电力公司、能源服务商、电动汽车企业等，都纷纷涉足储能领域。储能系统解决方案的不断优化也将更贴近市场和用户需求。

据统计，截至2017年上半年，我国已规划的储能项目装机达1100兆瓦左右，其中不包含抽水蓄能电站和储热项目。虽然市场增速明显，但投资回报周期仍然比较长。比如华北地区，电网提供调频辅助服务的投资回报期是4年左右，而在北京、江苏、广东等地区，通过峰谷电价差赢利的用户侧储能系统的铅炭电池的投资回报期需要6到8年左右，锂电池储能系统的投资回报期需要8到10年左右。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家组近期在实地走访调研中掌握的情况，今年上半年，铅炭电池储能技术的建设成本在人民币1000元/kwh-1200元/kwh之间，但其价格随着铅价的波动也会产生变化；锂电池储能技术的建设成本在人民币1元/kwh-2200元/kwh之间。

预计到2018年，锂电池技术的成本区间将降低到人民币1200元/kwh-1400元/kwh。建设成本的大幅下降将为储能的规模化应用奠定坚实的发展基础。

国家相继发布的相关调频调峰辅助服务政策、微电网支持政策、可再生能源“十三五”规划、储能产业指导意见征求意见稿以及储能技术路线图等，虽然已经给予储能项目一定的准入空间和支持力度，但是还缺乏细化的市场参与机制和运营细则。

未来，如何进一步结合储能的性能优势和价值，挖掘储能项目的更多收益，将是储能产业能否进行商业化运营的痛点所在。同时这也需要与国家相关的电改政策以及关联产业的规划等结合起来，做好顶层设计规划与研究。

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