不论是如日中天的光伏，还是气势汹汹的电动车，谈及长远的发展总是难以回避储能的话题，但是储能的发展步伐似乎并没有跟上前者。
2017年10月，财政部、科技部、工信部、国家能源局联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，提出未来10年我国储能产业发展目标和五大任务，“十三五”时期研发示范向商业化初期过渡，“十四五”时期商业化初期向规模化发展。不难看出，在补贴政策尚不明确的情况下，商业化已经走到了台前。
但是在发电侧、用户侧以及辅助服务等应用场景，储能商业模式仍存在不同程度的问题。1月18日，在中关村储能产业技术联盟(CNESA)主办的“储能市场年度展望”上，诸多储能专业人士、储能企业就目前储能发展状况和商业模式纷纷发表了自己看法。
CNESA项目库显示，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。其中，累计装机中抽水蓄能装机占比最大，全球和国内分别为96%、99%;全球电化学储能项目累计装机规模为2926.6MW，国内累计装机规模为389.8MW，年增长率均为45%。此外，2017年全球新增投运储能项目装机规模914.1MW，国内新增投运项目装机规模121MW。
“目前，国内的商业模式还没有理清楚，仅仅是简单的依靠电价差。以阳光电源在英国参与的一个项目为例，盈利简单的说有三个来源，调频收入70%，调峰收入20%，容量费收入10%。”阳光电源股份有限公司储能事业部总经理吴家貌在上述会议上谈到。
诚然，目前储能盈利较多的依赖峰谷电价差，但是在不同省份和地区，这种模式应用的空间也不同。在江苏省，因为峰谷电价差相对较好，开工稳定，一年基本上能够达到300天以上的运行。但是也有一些省份，因为经济结构调整的原因，企业开工不足，即使电价差好也无法开展工作。也就是说，在真正的工商业企业端，可选择的余地也不大。
“峰谷差本身不确定，随着经济调整、变化，各省以及国家都会有所变化。从趋势上讲，我们认为一些发达省份随着经济的向好，电力需求的不平衡会加大，电价差有进一步扩大的可能，但是并没有一个很明确的保障，所以这也是现在风险上很难控制的一个地方。”一位与会嘉宾表示。
上述嘉宾还指出，目前的储能电站在电力系统、用户侧没有一个合法的地位，电力系统中还没有一个真正的标准。2017年，江苏省出台了一个关于储能系统并网的管理规定，其在江苏省的一个电站已经接受江苏省并网验收，取得了江苏省电网公司并网验收的文件和调度文件，这意味着电站取得了电网承认的合法地位。在江苏省之后，其他省份或许陆续也会在这方面做出规定。
在可再生能源方面，江苏峰谷源储能技术研究院有限公司副总经理陈强认为：“如果将来在新能源发电，光伏风电侧加装储能，一方面可以吸收弃风、弃光，提高它的上网电量。另一方面，如果加上辅助服务，并收取相应的服务费，这块的经济帐可能就比较好算了。”
