虽然产业发展趋势十分喜人，但一谈到项目的盈利点、投资回报，以及金融资本对产业的参与度，业内人士普遍认为，产业要真正实现可持续的商业化发展，仍需要一些先决条件。从目前情况看，提升循环寿命、提高安全保障是储能应用的基础，政策支持、财政补贴、降低成本是实现产业盈利的重要推手；更重要的是一个健全的电力市场机制才能够还原储能真实成本效益，发挥储能真正的应用价值。

　　从近两年的技术发展看，可以清晰地看出各类主流储能技术成本已经实现大幅下降。以目前国内安装量较大的磷酸铁锂电池为例，它的成本价（不含逆变器）在2013年为人民币4500-6000元/kWh，到2015年后成本价只有人民币2000-3000元/kWh。预计到2020年，成本有望降低到人民币1000元/kWh左右（按全寿命周期计算，度电成本在人民币0.26元/kWh，不含充电电费成本）；以25℃、0.5C、95%DOD为标准，循环寿命超过5500次；而随着各类验证、示范应用以及标准的建立，储能技术的安全性也将逐步提升，达到标准要求，为实现商业化应用打下基础。

　　虽然储能技术的经济性和技术性能在不断提高，但从近期较主流的几类应用看，储能的应用点仍然较单一，储能应用的价值仍无法完全释放。例如，安装在用户侧的储能系统目前唯一的效益就是利用峰谷电价差实现低存高放；安装在大型风电场的储能系统的实际商业价值就是存储少量的弃风电量（储能的安装量一般为风电容量的10%）。究其原因，主要表现在储能技术与其提供的价值的效益回报不相吻合、缺乏对储能系统综合评估和优化使用的整体思路和方式方法。总的来说，按照我国现行的电力体制，电力系统无法给储能系统一个公平合理的机制，让其发挥灵活配置、快速响应的功能，服务于供给侧电源结构调整和用户侧能效提高。而实际上，储能已经成为未来电力乃至能源体系建设必不可少的一个环节，解决这一矛盾已经迫在眉睫。

　　储能的可持续发展、商业化推广需要一个市场化的电力体系。随着新一轮电改的展开，2015年11月底，国家发改委和国家能源局发布了电力体制改革的6个配套文件，其中，《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》为下一步电力市场建设提出了方向和目标。清华大学电机系教授夏清表示，“电力市场化改革的下一步，就是建立一个真正的电力现货交易市场，‘无现货，不市场’。现货市场建立后，储能会有一个很好的价值体现。”

　　与2002年的市场化改革相比，新一轮电改的一个特点就是将形成以中长期交易和现货交易并举的电力电量平衡机制，构建容量、电量、辅助服务等多元的电力市场体系，除电能之外，调频、调峰、备用、容量保障等能源服务也能通过合理的市场机制获得合理的经济收益。在新的市场体系下，各类市场主体将逐渐地全面进入市场，电力资源通过市场机制在区域范围内进行灵活、合理的配置，服务于能源和经济社会健康协调发展。

　　国家能源局的相关领导也表示：“从电力市场发展进程来看，现货市场是现代电力市场不可或缺的重要组成部分，是准确发现电力价格的必要手段，是实现电力电量平衡的最优方式，是成熟电力市场发展到高级阶段的重要标志。”

　　现货市场的建立和健全是储能技术真正实现大规模应用、体现价值和取得盈利的根本保障。清华大学电机系副教授陈启鑫指出，“包括功率型和能量型应用在内的储能技术通过灵活配置、快速响应等特点在现货市场可以真正实现价值；同时储能系统也为现货市场所需要实现的电力实时平衡提供了支持和服务。”

　　传统意义上，发电企业主要提供电能和辅助服务，现货市场可为辅助服务提供参与竞价的场所。辅助服务分为调频、调压、备用及黑启动等。其中调频、旋转备用与电能市场具有强耦合性。具有高功率、快速响应速度的储能系统是非常理想的调频、旋转备用等辅助服务电源，在市场化的机制下，其合理的价值将能够得到体现。因此，在现货市场，不需要专门的政策和补贴支持，储能系统就可以实现盈利。关于这一点，陈启鑫也表示认同，“这已经在美国的PJM、ERCOT等区域电力市场中得以实现，储能根据其所提供辅助服务的质量与性能获得收益，其单位容量的调频收益可达到普通火电机组的3-5倍，极大地提升了储能系统的经济性。”

　　同样，在建立了现货市场之后，用户侧售电公司可以从事零售业务，整合不同类型、不同规模用户的负荷，参与需求侧管理、需求响应以及调峰等工作；储能的作用就不仅仅是峰谷差价所带来的价值了，“一套系统、多重应用”的价值就可以实现。

　　北京睿能世纪科技有限公司相关负责人认为，在现货能量批发市场中，储能是优质的“主动”调峰资源。现货能量市场的一个重要作用是根据时变的电力供需状况，发现相对真实的电力价格。储能的“主动”性体现在以营利为主要目的的储能电站运营商的控制策略，主要是在现货市场价格低谷的时段充电，而在价格高峰的时段将电卖出，通过电价差获取经济收益。需要注意到在储能主动积极获取经济收益的同时，全系统均获得了效益。当储能容量相对系统规模达到一定程度的时候，一方面，由于储能在负荷高峰卖出电力导致此阶段发电侧竞争充裕度上升，相比无储能卖电的情况下，会使电价降低；另一方面，在负荷低谷时段，储能的购电同理会使购电需求上升导致低谷电价的上升。因此，高峰电价的降低使电力负荷可以实现支付更低的购电成本而获益。

　　另外，由于储能的“主动”调峰作用，能够减少系统内出现价格大幅波动和价格尖峰的频率和程度，使电力负荷能够规避尖尖峰的价格风险。从物理运行层面，储能的削峰填谷作用在一定程度上拉平了负荷曲线，使日峰谷差降低，这将减少机组大范围调峰的程度以及机组开机的频率，机组综合发电成本降低的同时会使系统的发电成本也可相应降低。会发现大规模储能参与现货能量市场在一定程度上实现了电力市场所追求的帕累托最优。

　　近期，一系列国家政策陆续出台，《“十三五”规划纲要》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《中国制造2025-能源装备实施方案》、《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》等都赋予了储能重要的发展地位和使命。随着电改的推进，电力现货市场的建立和完善，储能的发展也将面临一个真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。