与美国、日本相比，我国未将储能作为独立产业进行扶持，仅针对西部无电地区离网储能给予一定补贴，且多采取“一事一议”的方式。政策支持力度明显不足，在一定程度上制约了储能的发展。
国家发改委能源研究所研究员王斯成对《财经国家周刊》记者表示，不能盲目出扶持政策，示范项目应先行。通过示范来核算成本，积累和分析数据，找准具体激励政策的方向，为政策的出台提供依据。
此外，中国储能技术路线杂，标准缺失也是阻碍行业发展的重要因素。
破题路径
尽管如此，业界对储能的前景依然信心十足。中关村储能产业技术联盟6月发布的《储能产业研究白皮书2015》预测，到2020年，中国储能市场容量能够达到67吉瓦。
因此，降低成本，加快储能实现市场化已迫在眉睫。目前，业界普遍认同的方法包括，推进储能在光储式充换电站的应用，在电价低和光照充足时像蓄电池充电，在晚间和用电高峰进行使用。还可以将容量在70%以下、不宜上路的动力电池用作储能，实现电池梯次利用来降低成本。
山东圣阳电源股份有限公司副总经理隋延波告诉《财经国家周刊》记者，对于海岛等用电价格相对较高的地区和波峰波谷电价差异很大的地区，分布式配套储能已具备经济性，应加强推广应用。
储能行业发展还需要有系统的解决方案，引导发电企业、电网、用户等多种社会力量参与。通过企业、高校和科研院所参与的技术创新，降低储能成本。加大对行业组织、金融机构的扶持力度，引入社会资本共同参与加快储能产业发展速度。
当前，高成本形势下的储能商业模式未能形成，市场价值尚待挖掘。在俞振华看来，可再生能源并网、分布式发电及微网、电力输配、辅助服务、电动汽车储能应用 5个领域，将是储能未来最主要的应用领域。储能应该围绕风电、互补光伏等新能源并网和电力辅助服务、车电互联来进行。
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