根据业内最新统计，2015年全球新公布储能项目114个，装机容量为1387.7MW，新建成项目26个，装机容量为245MW。截至2015年底，全球累计实施的化学储能项目782个，累计装机容量达1.93GW。北美仍是最大的市场，亚洲和欧洲紧随其后。
截至2015年底，国内电力辅助市场、基站备用电源、风光发电领域、分布式发电及微电网、新能源汽车充换电站和家庭储能等六大领域配套储能系统累计装机容量达到33.7GW，同比增长14.6%。
从六大领域的配套储能情况来看，预计到2020年底，电力辅助市场、基站备用电源、风光发电领域、分布式发电及微电网、新能源汽车充换电站和家庭储能等六大领域配套储能系统累计装机容量分别为25GW、21GW、6.2GW、364MW、228MW和42MW，前三大领域占据市场98.8%的份额。
从配套储能电池的技术来看，截至2015年底，国内物理储能累计装机容量约23.94GW，占比71.1%，以抽水蓄能为主；化学储能累计装机容量约9.7GW，其中基站备用电源装机容量占98.5%的份额，以铅酸电池、锂离子电池为主。若不考虑通讯基站、UPS领域化学电池的应用，国内化学电池储能市场规模约150MW左右，占全球7.7%市场份额。
尽管可再生能源发展潜力巨大，但其不稳定性制约其大规模的发展，并由此导致了大量的弃风、弃光现象。储能将是实现可再生能源平滑波动、促进可再生能源大规模消纳和接入的重要手段。同时，储能对常规电网也具有调峰调频以及增强电网安全稳定运行的能力。目前全球储能技术已经进入高速发展阶段，抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、锂离子电池、铅酸电池、液流电池、超级电容器等储能技术都已经得到了市场化验证。预计到2050年，抽水蓄能装机容量将达到1.4亿千瓦、化学储能规模1.6亿千瓦。
2. 相比较储能发展相对成熟的国家来说，我们的薄弱点主要体现在哪里？
当前，欧美及日本已将储能产业上升到战略新型产业的层面加以发展并开展全球性竞争，在技术研发与商业化应用上给予重要的资金扶持和政策支持。我国正处在能源转型的关键时期，要想打破能源瓶颈，实现经济可持续发展，应大力发展储能产业。
我国从 “十二五”计划开始重视储能技术的研究及规模应用，主要集中在智能电网、可再生能源并网、分布式发电及微网、农村电网升级改造、电动汽车等领域。通过“十二五”项目部署，已经形成了锂离子电池产业链，储能产品开始进入国内外市场，铅酸电池、镍氢电池和锂离子电池已在通讯基站和数据中心领域得到商业应用。全钒液流电池及钠硫电池等技术成熟度显著提高，为后续产业化奠定了良好的基础。通过示范工程建设，初步掌握了储能技术在电网调峰、调频、工业节能、分布式微网、智能电网中的系统应用技术。
今年是国家支持储能产业发展政策的关键阶段。2月份，国家发改委出台《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》；3月份，国家能源局分别出台了《关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》和《关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知》，尤其在《关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知》中明确指出，鼓励和引导社会资本投资包含储能、微电网等在内的能源领域推广PPP合作模式。4月份，国家发改委和能源局联合出台的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》中明确提出先进储能技术创新规划。近日，中共中央、国务院印发了《国家创新驱动发展战略纲要》，其中也明确指出要攻克大规模供需互动、储能和并网关键技术。业界期待在国家推出一系列产业指导意见和规划的同时，也相应出台一系列配套落地细则。
另外，亟需加强技术原始创新和基础研究力度，加快储能系统标准体系建设，以促进储能产业健康良性发展。
3. 储能的商业化模式一直是业界探讨的话题，您是这个领域的专家，对于储能的商业化模式，您有什么样的看法？
从商业化程度来看，中国的电网电池储能产业目前还处于示范运营阶段。电网电池储能分为分布式发电（风光储发电、微电网）、调频、调峰等领域，这些领域在国内的示范运营程度也不相同。分布式发电（风光储发电）、调峰领域处于政府政策支持下的示范运营阶段，商业化的前景取决于电网市场的开放以及补贴政策的落实。调频领域处于商业化示范运营阶段，调频储能市场的关键是政策补贴的增加。分布式（微电网）初步具备商业化能力，目前还只有偏远地区有商业应用价值，在中东部的应用还需要微电网用电补贴政策的出台。
4. 从现实情况来看，在我国发展集中式光伏对电网有冲击，发展分散式又面临着自有屋顶少，不像日本等国家电网延伸到每家每户，家庭式光伏发电使用广泛，对于这样的状况您认为会有什么破题之举吗？
集中式发电模式储能经济性较低，在偏远地区的社会效益成为重要投资因素，投资一般以国家财政资金支持为主，在青海、西藏、内蒙等地具有较强的推广价值，这种储能模式一般以离网式微电网应用为主。以青海玉树州曲麻莱县7.203mwp分布式离网光伏电站项目为例，这是目前最大的离网光伏项目，此电站可全部解决曲麻莱县城常住户3866户以及自来水厂、肉联厂、鹿厂、砖厂、寺院等用电大户无电、缺电问题。项目总投资2.3625亿元，光伏总装机容量为7.203MWp，电站采用全光伏储能发电模式，不带任何其他电源，储能总容量为25.7MWh。
国内工商业用户容量电费高，且分时电价体系的进一步应用为储能技术在工商业用户端进行分时电价管理提供了可能性。工商业用户用电成本的提高和峰谷差价的扩大为工商业用户使用分布式新能源通过电价套利实现降低容量电费和节能减排任务的实现。
5. 电力的改革会对储能的发展起到怎样的促进作用吗？
2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(俗称“9号文”)发布，中国电力改革重新起航。“有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务” 成为新一轮电改的重点之一，吸引了众多人的目光。
在中国，由于居民用户电价便宜，分布式储能，或户用储能产品目前还没有出现盈利模式，但在一些工业园区、电力消耗大的企业用户中，已经开始考虑结合储能开展分布式光伏项目，中国推动能源消费侧革命的决心很大，需求响应等需求侧的电力项目也在陆续开展中，未来更大的峰谷价差、分时电价、容量电价等有可能制定和运用，对于储能来说，应用于分布式发电或微网中的储能，将有可能率先参与售电侧改革。