在光伏行业急需转型的时候，储能成为了至关重要的突破点。中关村储能产业技术联盟(CNESA)发布的最新研究成果显示，无论从国家政策环境，还是国内外储能项目增长态势，在储能稳步推进的第八个年头，商业化运行已然明朗化，储能市场释放出积极信号。业界普遍认为，2018年或将成为储能商业化应用的爆发起点。
01 一新型储能体量尚小，用户侧储能应用持续走热
目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟(以下简称CNESA)的统计，2000-2016年应用于用户侧(即分布式发电及微网领域)的投运储能系统累计装机量为107.9MW(不包含抽水蓄能和储热项目)占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今，储能产业又经历了一个增长的小高潮，根据CNESA 2015年7月-2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW(估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目)，其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。
安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式，主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。
在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用，也可以独立存在;通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。
由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元-0.80元之间的地区为例，(假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放)目前储能电站项目静态投资回收期在7-9年不等。
图1：中国储能装机量在各应用领域份额(2000-2016)
图2：中国用户侧(分布式发电及微网)装机规模
信息来源：CNESA，2016
(以上数据不包含抽水蓄能和储热项目)
02 国家政策利好，大规模储能市场开启
从“十三五”国家战略性新兴产业发展规划、可再生能源发展“十三五”规划、能源发展“十三五”规划，到能源技术创新“十三五”规划，国家都将储能作为重点研究和发展领域之一。2017年10月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》正式发布，作为我国储能产业第一个指导性政策，明确了未来十年中国储能产业发展的目标与和任务，而以风电和光伏发电为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。
指导意见出台后，各地方储能相关政策也相继出台：
山西省和南方电网先后围绕电储能参与辅助服务制度了实施细则
大连、宜春、北京、邯郸等也都相继出台地方储能支持政策
电网公司与广东、福建等地区的政府机构也开始积极探索储能产业发展路径，制定相关政策。
用电大省江苏省也在国内率先制定了客户侧储能系统并网的管理规范。6月初，江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》，除要求加强贯彻去年10月份国家5部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》外，着重提出“简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理”三大具体落实要求，以推动江苏省储能发展。目前江苏电网侧储能也已开始成为关注焦点。江苏电网公司已在镇江启动大规模建设，下一步还将在用电负荷大的一些地市开展电网侧储能试点。就全国储能市场发展情况来看，江苏在储能方面最为积极，尤其是江苏的用户侧储能已呈现爆发之势，这主要得益于其较大的峰谷价差以及政府的大力支持。不少采访对象表示，“江苏的峰谷电价差在度电7毛钱，有很大的套利空间，对储能企业的吸引力较大。”
03 逐渐成形的商业模式及应用场景
储能具有“源”“荷”双重属性，在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家，储能的主流应用不尽相同。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式单一，正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式，进展快慢不一。
1、峰谷电价差套利
通过峰谷电价差，帮助用户降低容量电费和电量电费，这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费，储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指，谷值电价时向储能系统充电，峰值电价时用储能系统存的电，节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同，以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站
可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点，储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务，促进可再生能源消纳。此应用场景对储能的成本、寿命、规模、安全性的要求都很高。陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。
3、参与电力辅助服务收费
电力辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等，可维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。从全球来看，调频是储能的主要应用。根据彭博新能源财经统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分为41%、50%。某国内企业在英国参与的储能项目中，盈利构成为调频收入70%、调峰收入20%、容量费收入10%。
在国内，该盈利模式要随着电力辅助市场建设而形成。目前，南方电网区域已制定了辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。
4、分布式储能应用
配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。今年3月印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，“鼓励分布式储能应用”。
5、参与电力需求侧响应
直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性稳定性。这种应用中的储能电站并网条件较严。
2018年1月，江苏无锡新加坡工业园园区20MW储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。
04 市场规模不断扩大 企业纷纷布局
根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，占总装机规模的1.3%，较上一年增长0.2个百分点。2018年仅一季度规划的电化学储能项目就已经接近120MW。
在政策支持逐步明朗的背景下，随着产业稳定预期的基本形成，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，开始加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，其中新增投运规模最大的是江苏省，西藏、山西、甘肃、青海、北京、广东、上海等省份储能市场都十分活跃且各具特色。
05 市场需求广阔
储能可增强电力系统灵活性、适应性。随着能源互联网的发展，大规模集中式可再生能源、分布式发电及微电网发电、调频辅助服务等对储能均需求巨大。
同时，随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，退役电池储能市场的兴起会加速。目前新电池成本比较高，这是限制储能大规模推广应用的重要原因;而梯次利用能降低储能的工程造价，还比较环保，有良好的经济社会价值。
此外，随着新一轮电力体制改革的深入推进，电力辅助服务市场、电力现货市场逐步发挥作用，电力市场化交易范围扩大，储能项目价值得到充分反映，其盈利性增加，将进一步增加社会资本的投资积极性，形成良好循环。
中国电力科学院惠东教授在《电力储能发展趋势预判》报告中大胆预判：中国将成为未来储能需求规模最大的国家。增长的动力一方面将来自于平衡可再生能源发电的需求;一方面将来自于电力负荷的增长。
