實際上，除了電網側，儲能在各個應用領域都不太樂觀?！罢{頻市場萎縮，用戶側起不來，新能源配套跟不上”一位 業內人士總結道。
在輔助服務調頻側，市場容量已接近飽和。以廣東火電AGC儲能調頻為例，根據多方資料初步統計，截至2019年4月，廣東區域該類項目至少達到13個。從投資的角度看，若這些項目今年全部投運，廣東AGC儲能調頻市場將接近飽和。
多位業內人士向能見透露，“廣東AGC儲能調頻市場因為‘空間有限、窗口短暫’的時空逼仄特點，給決策者靜觀待變的緩沖期并不多”。
在用戶側，連續兩輪一般工商業電價大幅下降20%，導致峰谷價差套利空間進一步縮小，儲能的商業機會同樣難尋。同樣以廣東地區為例，居民生活電價可自愿選擇執行峰谷電價或階梯電價，但受限于生活用電小，用電習慣彈性小等因素制約，居民戶用儲能不具備大規模推廣條件。
對商業綜合體、CBD、大型酒店等商業用戶而言，珠三角地區除深圳外均執行固定的商業綜合電價，該政策下不存在峰谷價差，儲能峰谷價差套利的基本模式并不存在。
有觀點認為儲能與光伏等新能源相配合，既能平滑系統出力曲線也能提高能源利用效率，其毫秒級的響應速度、近乎完美的輸出波形等優勢對用戶具有較高吸引力，因此，儲能+新能源的組合成為被業內普遍看好的一個重要的發展方向。
然而，在“新能源+儲能”方面，卻并不如期許的那樣美好，根本原因還是“賬算不過來”。以備受業內關注的新疆光儲示范項目為例，根據新疆光儲政策，是給儲能項目所在光伏電站每年增加100小時優先發電電量，持續五年。
但圍繞100小時優先發電電量，卻有兩種不同的理解。一種解讀是，直接給光伏電站增加100小時發電量，那么100MW的光伏電站收入每年會多300萬-500萬元；另一種是，在原有保障收購小時的基礎上，增加100小時。即由交易電量轉為保障電量，如原本600小時，變為700小時保障量，其余依然為交易電量。這樣這100小時發電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，算下來，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。
顯然，同樣的100小時，兩種方案導致的收益差距甚大?，F在的局面，很可能是按第二種走，收入會有所增加，但力度只能說聊勝于無。
如今， 電網公司正式發文“叫?！绷穗娋W側儲能建設，而儲能其他應用領域也都呈現出諸多弊端，正在經歷“至暗時刻”的儲能產業未來將何去何從？有沒有更有價值的應用模式取而代之？這些都是亟待破解的難題。
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