用“理想很豐滿，現實很骨干”來形容儲能產業頗為貼切。
根據幾家國際知名研究公司的預測報告，到2020年全球電網級儲能市場規模將達100億美元以上。但目前，全球儲能項目總裝機容量僅有不足1000兆瓦，我國只有幾十兆瓦。而根據中關村儲能產業技術聯盟的預測，我國2020年儲能市場規模將達到136吉瓦，占全國總裝機量的7.6%。
短短6年之內，儲能市場能否迎來爆發式增長?
具體到我國，在路線圖尚不明晰的情況下，能否按時完成時間表，其關鍵落在了能源“十三五”規劃上。
近日，記者獲悉，國家能源局已委托中科院物理所、中國化學與物理電源行業協會等單位，開展儲能“十三五”規劃重大課題研究，研究報告將于6月上報國家能源局新能源司。
在1月26日舉行的相關籌備會上，多位業內人士指出，儲能行業下一步的發展目標應是從功能性示范向經濟性考察過渡，從而真正走向市場化。
政策挑戰待破解
目前，許多發達國家已把儲能技術上升到國家能源戰略高度，通過政府扶持、政策導向、資金投入等方式促進其發展。
中國化學與物理電源行業協會在《全國儲能發展“十三五”規劃研究專題建議(初稿)》(以下簡稱《建議》)中指出，儲能產業在我國還處于初期階段，技術成本高、運營模式不成熟、經濟性難以衡量是阻礙其產業化的主要原因，需要國家出臺相關政策體系和價格機制。
可再生能源接入對電網穩定性的挑戰是其發展瓶頸，儲能技術則能完美解決這一問題。《建議》提出，應在規劃新能源和電網發展規劃的同時制定相匹配的儲能產業中長期發展規劃，通過立法提高發電企業的新能源發電配比，從而促進配套的儲能系統的發展。
國網能源研究院首席專家馮慶東也表示，由于可再生能源短期內不會取代傳統能源，因此儲能的需求也將是長期的。他建議對儲能進行適當補貼，同時將其納入國家能源應急體系建設以促進其發展。
據了解，在國外的各類儲能政策中，除了產業發展規劃、示范項目等，還包括峰谷電價政策、階梯電價政策、調峰調頻電價補貼等。而這些價格政策在我國則較為缺乏。
據悉，目前國外的峰谷電價差為5~7倍，而我國僅為2~3倍，這使得儲能項目在現在的技術成本之下，難以體現出其經濟性。馮慶東指出，我國峰谷電價還有很大調整空間，將給儲能項目帶來經濟效益。
“發展儲能技術不能按照發一度電、儲一度電算賬，必須綜合考慮環境、健康等因素，否則5年之內都看不到經濟效益。”中科院大連化學物理研究所研究員張華民直言，由于電價高，在國外推廣儲能要比國內容易得多。
