大型储能启动示范、谋划解决调峰和风电消纳
两大储能项目建成运行。2011年底，张北风光储输示范工程和深圳宝清储能电站项目相继建成投产。张北项目配备100MW风电、40MW光伏和20MW储能电站，期望解决新能源的储能、消纳问题。
大型储能电站可解决峰谷调节问题。昼夜用电负荷的峰谷差在20~40%左右，配备10~20%的调峰电站，可有效解决调峰问题。对于南方地区，水电站及抽水蓄能电站可进行调峰，但在北方地区水资源匮乏，使用化学储能较为合理。
大型储能电站可解决风电消纳及利用率问题。风力发电具有间歇性、随机性、反调峰特性(夜间多白天少，与用电负荷相反)，造成电网冲击、利用率低、夜间弃风现象，储能技术可降低电网冲击、提升风电的利用率，同时起到削峰填谷功能，具有极大的应用潜力。
储能电站目前不具效益，弃风现阶段仍较为经济。以张北项目的投资为例，提升10~20%的风电利用率每年可增加电费约1000~2000万元，而仅储能电池的每年折旧就在3000万元以上。同样，假设10MW的调峰电站可减少3MW的火电厂投入，电池成本在1500万元/年，而节省的火电投资+燃煤约在650万元/年，也不具有经济效益。因此目前来看，大型储能电站还只能进行示范性的初探，经济效益不能体现。
峰谷电价将助推商业储能电站的出现
各国的峰谷电价差别较大。各国的昼夜峰谷电价比基本都在2~4的区间内，差别不大;而由于欧美等发达国家的电价绝对值普遍较高，导致其昼夜价差普遍高于国内0.3~0.5元/度的水平。
商用储能电站利用昼夜差别电价实现盈利，并从需求侧平抑负荷波动。建立大型商用储能电站，可以在夜间利用低价电力充电，在白天放电进行高价销售，从而实现自身的获利。同时，商用储能电站的规模化也可从需求侧平抑每日的负荷波动，缓解电网调峰的压力。以目前锂电池的成本水平，至少需要电价差在0.8元/度以上，因此我们认为大型的商用储能电站将最先在国外规模化出现
商用储能电站与电动汽车电池回收的结合将更具推广价值。由于储能电站不要求深度大功率充放电，循环次数可以远远超过动力电池组目前的1000次水平。利用旧的电动汽车电池建设商用储能电站，可在利用电池剩余价值的同时解决回收问题，也将是未来的重点发展方向之一。
政策鼓励分布式发电，家用蓄电市场有前途
欧洲FIT下降使得用户更倾向于自用。德国FIT经历下调后，已降至0.2欧元/度附近，低于0.24欧元/度的居民用电价格。而其他欧洲国家的补贴下调以及光伏发电成本的进一步降低，这将使得越来越多的用户倾向于自用电而非销售给电网。从近期intersolar展会的趋势上来看，存储和消纳已经成为行业主要议题，约140家参展商展示了最新开发的储能技术和解决方案。德国蓄电池专家MatthiasVetter：上网电价补贴与电价之间的差距将逐步扩大，从而使分散储能系统对于终端客户来说至关重要。大型光伏蓄电系统将能满足单户家庭或公寓内80%的电力需求，未来具备高效储能技术及能源管理系统的智能交钥匙解决方案将为商业及工业建筑节省巨大的电力成本。锂离子电池很可能将在并网光伏系统、屋顶系统及光伏农场领域扮演重要的角色。日本家用蓄电系统需求量大增。由于日本核电退出后电力紧缺，家用蓄电系统的需求量大增。日本经济产业省从2012年3月30日起对容量1kWh以上的蓄电系统给予1/3的购臵补贴，补助政策将在2013年度底或支付额达到预算的210亿日元时截止。据估计到2020年其市场规模将达450亿日元，是2010年的563倍。
NEC四月份即推出了家用蓄电系统，松下已于本月开始为家用型太阳能发电系统批量生产紧凑型长寿命锂电池系统，日本ELIIYpower建立154MWh锂电池工厂。德国IBC与LG化学合作，共同开发适合于太阳能发电的先进锂离子存储解决方案。瑞士Leclanché计划在德国开设自动化存储系统生产工厂，专门为太阳能解决方案服务。
国内鼓励分布式发电也将提升户用蓄电系统预期。近期电力改革再次有破冰迹象，大电网体制有望逐渐向分布式偏移，而民资进入的壁垒也将取消。受到国家鼓励"自给式太阳能发电系统"的导向，后期国内的屋顶项目有望出现明显增长。而受制于电网体制、双向计量电表等因素，家用系统短期内不可能大范围并网，而只能白天发电、夜间自用，这也将催生国内的蓄电需求。
户用锂电储能较为昂贵。例如1kw的光伏系统，如果按3~4小时的有效日照计算，约需配备500~1000Ah的储能，使用锂电池的储能成本与光伏系统相当，仍然比较昂贵(目前均用铅酸电池)。因此，先期的导入市场仍将是以离网式或高端住宅项目为主，以海外为主。
钠硫电池为日本NGK一家垄断，国内尚无技术较为成熟的生产商;钒流电池为北京普能公司，通过收购VRB成为全球领先的钒电池生产商;锌溴液流电池为ZBB(美国上市)，与鑫龙电器(002298)合作设立安徽美能储能公司进行产能建设。
