实际上，除了电网侧，储能在各个应用领域都不太乐观。“调频市场萎缩，用户侧起不来，新能源配套跟不上”一位 业内人士总结道。

在辅助服务调频侧，市场容量已接近饱和。以广东火电AGC储能调频为例，根据多方资料初步统计，截至2019年4月，广东区域该类项目至少达到13个。从投资的角度看，若这些项目今年全部投运，广东AGC储能调频市场将接近饱和。

多位业内人士向能见透露，“广东AGC储能调频市场因为‘空间有限、窗口短暂’的时空逼仄特点，给决策者静观待变的缓冲期并不多”。

在用户侧，连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致峰谷价差套利空间进一步缩小，储能的商业机会同样难寻。同样以广东地区为例，居民生活电价可自愿选择执行峰谷电价或阶梯电价，但受限于生活用电小，用电习惯弹性小等因素制约，居民户用储能不具备大规模推广条件。

对商业综合体、CBD、大型酒店等商业用户而言，珠三角地区除深圳外均执行固定的商业综合电价，该政策下不存在峰谷价差，储能峰谷价差套利的基本模式并不存在。

有观点认为储能与光伏等新能源相配合，既能平滑系统出力曲线也能提高能源利用效率，其毫秒级的响应速度、近乎完美的输出波形等优势对用户具有较高吸引力，因此，储能+新能源的组合成为被业内普遍看好的一个重要的发展方向。

然而，在“新能源+储能”方面，却并不如期许的那样美好，根本原因还是“账算不过来”。以备受业内关注的新疆光储示范项目为例，根据新疆光储政策，是给储能项目所在光伏电站每年增加100小时优先发电电量，持续五年。

但围绕100小时优先发电电量，却有两种不同的理解。一种解读是，直接给光伏电站增加100小时发电量，那么100MW的光伏电站收入每年会多300万-500万元；另一种是，在原有保障收购小时的基础上，增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100MW的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。

显然，同样的100小时，两种方案导致的收益差距甚大。现在的局面，很可能是按第二种走，收入会有所增加，但力度只能说聊胜于无。

如今， 电网公司正式发文“叫停”了电网侧储能建设，而储能其他应用领域也都呈现出诸多弊端，正在经历“至暗时刻”的储能产业未来将何去何从？有没有更有价值的应用模式取而代之？这些都是亟待破解的难题。