刮大风时发电多，无风时没有电，这是风电的严重缺陷。同理，阴晴也会影响光伏发电的稳定性。不稳定的电源对电网挑战巨大，因此，风电和光伏一直是不受电网欢迎的“客人”。
近几年来，风电的浪费损失非常明显。中国的风电装机容量为世界第一，但上网电量却不足总发电量的2%。据统计，仅2013年，弃风量高达162亿千瓦时，占全部风电上网电量的11%。
2014年6月13日，习近平在主持召开中央财经领导小组第六次会议时提出，要大力推动能源消费革命。意即要改变目前高污染、高能耗的能源消费状况，推广和应用可再生能源。
储能技术，正是解决新能源与电网矛盾的关键所在——在电网调度限电时段为储能装置充电，不限电时段向电网放电。
然而，相比欧美等发达国家，中国在储能技术的研发、产业的运用乃至行业的推广等各方面都严重滞后。相当长时间内，储能在中国的发展近乎停滞。
储能技术的产业化，是目前亟待破解的难题。
仍处技术示范阶段
按照业内的研究，储能技术大致分为三类：物理储能、化学储能和其他储能。
物理储能包括抽水储能、空气压缩储能和飞轮储能；化学储能主要指铅酸电池、氧化还原液流电池、锂离子电池。
抽水蓄能电站从上世纪60年代出现，目前已应用广泛、形成规模、技术也相对成熟；铅酸电池、锂离子电池、液流电池等化学储能技术虽然起步稍晚，近年来势头迅猛，已有众多示范性项目。超级电容储能、超导储能等以高端技术为主的储能技术，目前尚处于试点研究阶段。
根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)项目库统计的在建和已运行项目数据，全球储能市场在2008、2009、2011年三个时间点内实现较高增长，增长率分别为85%、254%和65%；中国在2010年和2011年的累计增长率也分别达到61%和78%。
2012、2013两年则相对坎坷，国内外储能示范项目的装机增长率都有回落。从2012年到2013年仅增长12%；相比之下，中国从2012到2013年增长率为36%，高于全球平均水平。
“储能产业的增长还非常不稳定，但这并不是商业原因。”CNESA秘书长张静告诉《瞭望东方周刊》，单从数据看，储能产业的增长完全因项目带动，“美国在2009年规划了16个储能项目，增长率就上去了；中国在2011年上了几个项目，增长率也上去了，然后两年又下来了。从这点上来看，储能还没有大范围商业推广。”
接受本刊记者采访的多位业内专家均表示，储能的发展还停留在第三阶段即示范项目上，没有真正进入市场。
“从这方面看，我们跟世界的差距并不大，都没有真正进入商业化运行，都处在一个创新、运用示范和总结经验的阶段。”中国可再生能源学会理事长石定寰告诉本刊记者。
即使同样处在项目示范阶段，中外差异也很明显。“比如美国，多是综合性示范，包括商业模式和政策试验，不像我们仅仅是一种技术性示范。”石定寰说。
在国内，储能技术示范性项目大多集中在内蒙古、甘肃、青海等西北地区以及广东、贵州等南方地区。贵州潘孟村储能电站、南方电网宝清储能站、赤峰煤窑山风电厂储能电站等都属于政府主推的示范项目。
当然，这与储能技术的现状密不可分。就全球而言，储能技术仍需要通过大量示范性项目来不断完善和改进。
国家发改委能源研究所副所长王仲颖向《瞭望东方周刊》表示：“这是储能发展的必经阶段，也是储能技术大规模推广必需的前期准备。技术不成熟就不可能大范围推广，也就不可能实现规模化、产业化。”
商业推广尚需时日
储能在大规模商业推广上的停滞现状并非偶然，就其本身而言确实存在很多不足。其中，储能应用的投入和收益不平衡是阻碍其市场化的重要原因。
“为什么大家现在不愿意使用储能？因为还是太贵。主要有两个原因，一是技术还有待突破、提高效率；二是规模化效应不明显，成本就很难降下来。”天津大学建筑学院教授朱丽告诉本刊记者。
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