“量变”的积累中
为了鼓励储能技术的发展，我国政府相继出台了一系列政策。2009年，全国人大常务委员会通过的《中华人民共和国可再生能源法修正案》，明确提出支持新能源和储能产业发展； 2010年，国家发改委发布了《合同能源管理财政奖励资金管理暂行办法》，明确提出对储能项目提供相应的资金支持；此外，国务院办公厅于2014年11月发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》首次将储能产业写入国家级能源规划文件。
政策鼓励之下，我国已经开展了一系列大规模的储能尝试。例如，中国电力科学院2×100kW储能试验系统项目、河南分布式光伏发电及微网运行控制试点工程、东莞松山湖工业园储能系统项目以及张北风光储输示范项目等一系列储能示范项目、工程。现在，中国锂电池总装机量已占据全球的65%，铅酸电池和液流电池也占据了全球总装机量的19%和14%。
除了政策鼓动，储能技术发展的最重要动力还是来自市场。近年，中国可再生能源发展可谓迅速。截至2014年底，中国风能和太阳能的装机容量已达9000万千瓦和3000万千瓦，分别位居全球第一位和第二位。但风电、光伏等可再生能源由于其间歇性，都需要配合储能技术削峰填谷缓解电网调节压力。这就为储能技术发展提供了巨大的动力。
但是在业内人士看来，目前中国储能产业的发展还刚刚开始。2015年1月，在“储能产业重大课题研究规划建议暨储能应用分会筹备工作会议”上，中国工程院院士杨裕生指出：“储能技术还处在初级阶段，没有经验，‘十三五’储能示范项目应考虑经济性分析和数据积累。”
在中国科学院大连化学物理研究所储能技术部部长张华民看来，储能的应用能够给电力系统带来包括经济、环境和社会效益等综合价值。但目前还未形成衡量这种综合收益的商业模式，所以市场驱动力尚显不足。这已对中国储能技术的进步、产业的发展造成了不利影响。
目前，储能技术大规模推广的障碍主要集中在其技术水平和经济性方面。据曾鸣分析，“一方面，当前的储能技术并不成熟，尚不具备大规模推广的条件；另一方面，储能装置的投资成本较高，经济性有待提高，以张北风光储输项目为例，项目每千瓦成本是风电场平均单位千瓦投资的2倍多。鉴于上述两方面的问题，国家一方面应加大对储能技术研发及应用的扶持力度，同时还应完善相关的电价政策来为储能的商业化提供支持。”
求发展“急不来”
虽然中国可再生能源发展十分迅猛，风电发电量已经达到全社会用电量的2.78%，但中国的风电利用率却并不高。数据显示，2014年全国风电累计平均利用小时数1884小时，而2013年是2080小时，同比下降160个小时。利用率低下导致的一个直接结果就是弃风、弃光现象严重。
以全国风资源最丰富的“三北”地区为例。2014年年中，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，报告显示吉林省2013年弃风电量约为31亿千瓦时，弃风率达20%，同时该省的弃光率也已接近14%。
分析其成因，曾鸣解释道：“这主要是由于当地可再生能源消纳能力及外送消纳能力较低造成，归于技术层面主要是由于可再生能源并网及外送的相关配套措施不足所造成的。”当本地无法消纳剩余可再生能源时，只有在风电并网过程中使用储能系统，平稳电力，才可以有效解决可再生能源并网的稳定性不足的问题。
但也有人并不完全同意上述见解。中国电力科学研究院副总工程师胡学浩说：“风能光伏的弃风弃光的原因主要还不在于储能，这是因为中国的风能资源与用电负荷重心的错配。解决弃风的问题需要储能，但首先要外送。”只有这样才能保证大部分电量可以送，更高负荷的时候，可以短时间地存起来。“但是如果分布式起来了，就地消耗就占比较大的比重，储能技术就比较重要了。”他说。
“中国和欧洲最大的差异在于，欧洲储能的对象主要是分布式能源，我们集中式开发的项目更多，我们需要更加注意规模效应，集中式储能要么是做到单一规模比较大，或者不同地点的储能能够实现集群的效应。”来小康说。
曾鸣认为：“分布式电源具有分散和规模小的特点，微网中分布式电源是主要的电能供给方，这可以充分利用可再生能源，但分布式电源的随机及间歇性使得微网比传统电网将面临更高的风险，所以即便是微网可以有效解决可再生能源的消纳问题，相关的储能系统及配套措施也得加以考虑，只有这样才能彻底解决弃风弃光现象。”“在路线尚不明确的情况下，储能技术发展急不来。”清华大学工程物理系教授戴兴建表示。
