不論是如日中天的光伏，還是氣勢洶洶的電動車，談及長遠的發展總是難以回避儲能的話題，但是儲能的發展步伐似乎并沒有跟上前者。
2017年10月，財政部、科技部、工信部、國家能源局聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，提出未來10年我國儲能產業發展目標和五大任務，“十三五”時期研發示范向商業化初期過渡，“十四五”時期商業化初期向規模化發展。不難看出，在補貼政策尚不明確的情況下，商業化已經走到了臺前。
但是在發電側、用戶側以及輔助服務等應用場景，儲能商業模式仍存在不同程度的問題。1月18日，在中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)主辦的“儲能市場年度展望”上，諸多儲能專業人士、儲能企業就目前儲能發展狀況和商業模式紛紛發表了自己看法。
CNESA項目庫顯示，截至2017年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模為175.4GW，年增長率3.9%，國內為28.9GW，年增長率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大，全球和國內分別為96%、99%;全球電化學儲能項目累計裝機規模為2926.6MW，國內累計裝機規模為389.8MW，年增長率均為45%。此外，2017年全球新增投運儲能項目裝機規模914.1MW，國內新增投運項目裝機規模121MW。
“目前，國內的商業模式還沒有理清楚，僅僅是簡單的依靠電價差。以陽光電源在英國參與的一個項目為例，盈利簡單的說有三個來源，調頻收入70%，調峰收入20%，容量費收入10%。”陽光電源股份有限公司儲能事業部總經理吳家貌在上述會議上談到。
誠然，目前儲能盈利較多的依賴峰谷電價差，但是在不同省份和地區，這種模式應用的空間也不同。在江蘇省，因為峰谷電價差相對較好，開工穩定，一年基本上能夠達到300天以上的運行。但是也有一些省份，因為經濟結構調整的原因，企業開工不足，即使電價差好也無法開展工作。也就是說，在真正的工商業企業端，可選擇的余地也不大。
“峰谷差本身不確定，隨著經濟調整、變化，各省以及國家都會有所變化。從趨勢上講，我們認為一些發達省份隨著經濟的向好，電力需求的不平衡會加大，電價差有進一步擴大的可能，但是并沒有一個很明確的保障，所以這也是現在風險上很難控制的一個地方。”一位與會嘉賓表示。
上述嘉賓還指出，目前的儲能電站在電力系統、用戶側沒有一個合法的地位，電力系統中還沒有一個真正的標準。2017年，江蘇省出臺了一個關于儲能系統并網的管理規定，其在江蘇省的一個電站已經接受江蘇省并網驗收，取得了江蘇省電網公司并網驗收的文件和調度文件，這意味著電站取得了電網承認的合法地位。在江蘇省之后，其他省份或許陸續也會在這方面做出規定。
在可再生能源方面，江蘇峰谷源儲能技術研究院有限公司副總經理陳強認為：“如果將來在新能源發電，光伏風電側加裝儲能，一方面可以吸收棄風、棄光，提高它的上網電量。另一方面，如果加上輔助服務，并收取相應的服務費，這塊的經濟帳可能就比較好算了。”
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