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。(注：本文略有删节，全文请见2016年第8期《能源情报研究》)
作者：中电能源情报研究中心 封红丽