531新政已下达两个多月时间，“控制光伏新建规模、降低补贴强度”等政策要点已经落地执行，成为无法改变的事实。光伏市场需求急遽下降，在光伏行业的猛烈震荡中，储能尤其是光充储日益成为备受关注的焦点，越来越多的人认为，其会成为新的发展风口。
据不完全统计，全国34个省份中，共有16个省份发布了峰谷电价表，包括北京、上海、天津、河北、广东、江苏、浙江、山西等。据业内人士测算，若峰谷价差超过0.8元，储能光伏电站的盈利模式可观，特别是用电量大的工商业企业。
在政策方面，2017年10月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，指明了“十三五”、“十四五”期间储能的发展目标：第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。紧随国家政策，江苏等地纷纷跟进落实细则，吹响储能商业化号角。
在7月2日，国家发改委下达的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中明确，加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷;省级价格主管部门可建立峰谷电价动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围。通过扩大峰谷电价差为储能的发展提供利好的市场机制。
据预测，2018年~2019年，储能市场正式迎来爆发“元年”;2025年我国储能装机可达60GW，市场规模将超过1000亿;到2050年储能装机突破超过200GW，市场规模将超2万亿元。
那么，光伏储能有哪些类型?有哪些商业模式?有哪些投融资模式?成本收益又如何呢?国际能源网/光伏头条在文中进行详尽梳理分析，希望给予诸位一些有价值且值得探讨的储能精要内容。
一、储能系统的类型
根据不同的应用场合，太阳能光伏储能发电系统分为离网发电系统、并离网储能系统、并网储能系统和多种能源混合微网系统等四种。
1、光伏离网发电系统
光伏离网发电系统，不依赖电网而独立运行，应用于偏僻山区、无电区、海岛、通讯基站和路灯等应用场所。系统由光伏方阵、太阳能控制器、逆变器、蓄电池组、负载等构成。光伏方阵在有光照的情况下将太阳能转换为电能，通过太阳能控制逆变一体机给负载供电，同时给蓄电池组充电;在无光照时，由蓄电池通过逆变器给交流负载供电。
图1、离网发电系统示意图
光伏离网发电系统是专门针对无电网地区或经常停电地区场所使用的，是刚性需求，离网系统不依赖于电网，靠的是“边储边用”或者“先储后用”的工作模式，干的是“雪中送炭”的事情。对于无电网地区或经常停电地区家庭来说，离网系统具有很强的实用性，目前光伏离网度电成本约1.0-1.5元，相比并网系统要高很多，但相比燃油发电机的度电成本1.5-2.0元，更经济环保。
2、并离网储能系统
并离网型光伏发电系统广泛应用于经常停电，或者光伏自发自用不能余量上网、自用电价比上网电价贵很多、波峰电价比波谷电价贵很多等应用场所。
图2、并离网发电系统示意图
系统由太阳电池组件组成的光伏方阵、太阳能并离网一体机、蓄电池组、负载等构成。光伏方阵在有光照的情况下将太阳能转换为电能，通过太阳能控制逆变一体机给负载供电，同时给蓄电池组充电;在无光照时，由蓄电池给太阳能控制逆变一体机供电，再给交流负载供电。
相对于并网发电系统，并离网系统增加了充放电控制器和蓄电池，系统成本增加了30%左右，但是应用范围更宽。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出，减少电费开支;二是可以电价谷段充电，峰段放电，利用峰谷差价赚钱;三是当电网停电时，光伏系统做为备用电源继续工作，逆变器可以切换为离网工作模式，光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。
3、光伏并网储能系统
并网储能光伏发电系统，能够存储多余的发电量，提高自发自用比例，应用于光伏自发自用不能余量上网、自用电价比上网电价价格贵很多、波峰电价比波平电价贵很多等应用场所。系统由太阳电池组件组成的光伏方阵、太阳能控制器、电池组、并网逆变器、电流检测装置、负载等构成。当太阳能功率小于负载功率时，系统由太阳能和电网一起供电，当太阳能功率大于负载功率时，太阳能一部分给负载供电，一部分通过控制器储存起来。
图3、 并网储能系统示意图
在一些国家和地区，之前装了一套光伏系统，后取消了光伏补贴，就可以安装一套并网储能系统，让光伏发电完全自发自用。并网储能机可以兼容各个厂家的逆变器，原来的系统可以不做任何改动。当电流传感器检测到有电流流向电网时，并网储能机开始工作，把多余的电能储存到蓄电池中，如果蓄电池也充满了，还可以打开电热水器。晚上家庭负载增加时，可以控制蓄电池通过逆变器向负载送电。
4、微网储能系统
微网系统由太阳能电池方阵、并网逆变器、PCS双向变流器、智能切换开关、蓄电池组、发电机、负载等构成。光伏方阵在有光照的情况下将太阳能转换为电能，通过逆变器给负载供电，同时通过PCS双向变流器给蓄电池组充电;在无光照时，由蓄电池通过PCS双向变流器给负载供电。
微电网可充分有效地发挥分布式清洁能源潜力，减少容量小、发电功率不稳定、独立供电可靠性低等不利因素，确保电网安全运行，是大电网的有益补充。微电网可以促进传统产业的升级换代，从经济环保的角度可以发挥巨大作用。专家表示，微电网应用灵活，规模可以从数千瓦直至几十兆瓦，大到厂矿企业、医院学校，小到一座建筑都可以发展微电网。
图4、光伏微网储能系统示意图
二、储能系统设计和配置
以下以并离网储能系统为例：
1、那么如何去设计一个储能系统呢?
可以看到，与并网系统相比较。逆变器要改为混合型逆变器，即并网和离网储能一体功能的机器。同时要增加储能蓄电池。
2、如何为储能系统选配蓄电池呢?
由于设计的是离并网一体储能系统，负载用电可以由电网作为后备。那么蓄电池的选择可以根据计划储存的能量来确定。例如，计划配置可以储存10度电的蓄电池，该如何选择呢?10度电，即10 kWh，也就是10000VAh。
电池额定电压：48V
电池放电效率取94%
考虑到电池寿命和性能，计算时采用锂电池电池的放电深度(80%)。
铅酸电池的放电深度一般在50%~70%。
1)选用锂电池
计算所得电池容量
锂电电池常规规格48V，50Ah，可以选用6并联，总容量300Ah。
2)选用铅酸电池
铅酸电池放电深度取50%。
需要12V，100Ah铅酸电池20节，进行4串5并连接，总容量500Ah。
这时，大家也许会有疑问：为什么铅酸电池发电深度只有50%?
从循环此事与放电深度的关系曲线图中可见，放电深度为50%，当有效容量变为60%时。循环充放电次数约500次。按照一天一次充放电，电池寿命不到两年。所以适当增大电池容量，减小放电深度，可以延长电池的使用寿命。
三、储能蓄电池成本
从目前市场竞争格局来看，锂电池和铅蓄电池占据大部分电化学储能市场。电化学储能载体是各种二次电池，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等。
先计算成本，储能系统主要设备是储能双向变流器，储能蓄电池和配套的电费等设备，目前大型的储能蓄电池价格有所下降，锂电池能做到每度1.6元，使用寿命约8-12年，充电效率约88%，铅炭电池能做到每度0.7元，使用寿命约5-7年，充电效率约85%。尽管商业模式简单明了，但投资回收期仍然很长。
行业资深人士认为，储能行业的发展还需要更多的产业政策支持，包括税收、社会资本的接入、并网接入支持等更多有利的组合拳的形式，给市场提供一个良性的发展空间。CNESA 今年4月提供的行业研究白皮书显示，中国的储能市场未来3年主要场景分布中，商用节能占到27.8%，调峰调频占到24.1%，户用光伏占到18.5%。在政策上，峰谷电价差未来是否能够扩大，在较长的投资回收周期中，电力价格的变化将对储能项目的收益产生重大的影响。
四、储能的相关政策
据国际能源网/光伏头条粗略统计，目前山西、江苏、山东、河北、甘肃、新疆、福建、北京、贵州等省市下发了相关储能的利好政策;其中，江苏、山西、北京较为突出：山西已出台山西省电力辅助服务市场化建设试点方案，江苏规范客户侧储能系统并网管理，其将为用户侧储能设备大规模接入电网解除障碍;北京市将在2018年内试点推进一批可再生能源消纳、公共建筑蓄冷等储能项目。
五、储能发展的几种商业化路径
1、 动态扩容
我们都知道，变压器的额定容量在出厂的那一刻起就是固定的，而当电力用户由于后期某些需求的影响，造成变压器满额运行，就要进行扩容，据了解，一般地区的扩容费用都非常高，这个时候安装储能就可以实现动态扩容，避免花费大量金钱。
2、需求响应
需求响应，说的简单点，就是用户根据电网发出的信号，改变负荷曲线的行为。我国的电力负荷曲线有个非常明显的高峰，实行需求侧响应能有效的改善这一现象。用户的储能设施参与需求响应后，电网会给一定的补偿费用，或者依靠峰谷价差获得收益。有一点需要注意，参与需求响应是要接受电网的调度。
3、 需量电费管理
想要知道储能如何参与需量电费管理，首先一定要了解什么是需量电费，简单点说，就是大工业客户针对变压器收取的电费，而无论是按变压器的容量收取，还是按最大负荷收费，都无法满足用户的峰谷用电负荷特性，而储能可以进行削峰填谷，改善这一状况，减少需量电费。
4、配套工商业光伏
随着光伏补贴的退坡，光伏企业必须寻找新的模式提高收益。工商业光伏+储能，可以提高自发自用率，从而减轻用户的电费压力，同时也可以白天对储能电池充电，晚上放电，从而赚钱价差。
5、峰谷价差
相信很多人对这个盈利模式一点也不陌生，目前大部分企业的盈利来源就是峰谷价差。峰谷价差是指根据电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。
7月2日，国家发改委网站正式发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，文件中说：“加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。省级价格主管部门可在销售电价总水平不变的前提下，建立峰谷电价动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围，合理确定并动态调整峰谷时段，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电。鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差获得收益。完善居民阶梯电价制度，推行居民峰谷电价。”
对于目前的峰谷电价水平，行业普遍认为，推动用户侧储能行业的发展，峰谷电价差7毛是一个槛。
附江苏峰谷电价表：
从上图可以看出，江苏最大的峰谷价差是0.9342元每千瓦时，当电差达到7毛以上，储能就有盈利的可能性。峰谷电价差较大的在江苏、北京等省市。
六、储能四大商业模式创新
以下为目前应用的几种合作业务模式，这几个案例分别代表了不同的业务模式。
业务模式1：电网一次调频服务储能模式
像电网一次调频这样的储能服务，该模式是利用了储能具备“响应迅速、精确跟踪”的优势，以及“改善区域电网的暂态频率”的特性，参与一些电网调度服务，不仅拥有技术上的优势和成本上的优势，更在将来有一个积极的社会效应，因为相对来讲，它是比较环保的。在成熟的电力的辅助服务市场当中，可以获得比较稳定的收益，但是只能经历一次调频。目前，短期的1C的放电是没有问题的，在平常可以做到0.4C左右。
业务模式2：配网侧的“增量配网+”储能模式
第二种业务模式是我们园区的增量配网+储能服务的模式，像案例当中的无锡新加坡园区用的就是这种模式。
因为园区用电量比较大，相对来讲，企业也是比较多的。这里的储能电站可实现园区的用电精准化管理和智能化运营，可以使园区符合峰值的平衡，提供智能化节电、应急供电和使用需求侧的管理，目前统一面向结算的园区和大型的企业产业园。
然而在国内目前适合做这样增量配网的园区并不是很多，因为它首先涉及到一个问题：园区里面的企业是跟谁来进行结算。如果每个公司都是跟供电公司进行结算的话，这样做起来就比较困难，但是国内也不是没有，像新加坡工业园园区里的企业都是跟工业园进行结算的。还有一些大型的企业，占地几千亩，它的配电站和变压器也是分布在企业的各个地方。投资这样的储能电站，对它的电力应用和峰谷电差调峰有较好的经济效益回报。
并且在这种大型企业内部，还可以通过能源路由器实现各个变压器之间的互联互通。因为相对来说每个占地面积比较大的企业，变电站和变压器比较分散，但是它每一台变压器的功率的需求又不一样，我们通过内部储能电站来调配。
业务模式3：IDC“储能+备电”系统服务模式
系统服务模式是我们针对北京移动做的一个服务。将原本普通的UPS电池换成了储能电池，将原本固有的容量撤出一部分，做备用电，剩余的部分拿出来做储能，这个模式由固定资产转化为运营资产，成本转化为收益，UPS的切换时间做到了10毫秒，提供了15分钟的备用电源的缓冲时间。
业务模式4：“储能+”优质供电服务
这种模式是可以向高端制造业提供更可靠的供电服务，因为目前国家产业升级比较快，低端向高端转型，解决用户的痛点，改善用户的电能质量，能够节省用户的用电，固定资产的投资。
七、储能不同技术路线经济测算
虽然目前电池成本无法保证项目9%的收益率，但是可以通过与屋顶光伏、需量电费管理、需求响应等手段结合，达到较好经济性，提前布局储能市场。
铅炭电池技术路线经济测算：按照光伏行业广泛认可的项目投资边界，全投资收益率大于9%时项目投资具有较好的经济性，以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算(以江苏地区为例)，使用铅碳电池技术(每天循环一次)，每瓦时投资单价下降至1.12元时，项目具有较好经济性。
敏感性分析：目前成本可达到1.5元/Wh，初步具有经济性，临近市场化水平
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锂电池技术路线经济测算：按照光伏行业广泛认可的项目投资边界，全投资收益率大于9%时项目投资具有较好经济性，以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算{以江苏地区为例｝，使用锂电池技术{一天两次循环｝，每瓦时投资单价下降至1.28元{含开发费｝时，项目具有较好经济性。
模式对比：
八、储能投融资商业模式创新
储能从手机电池和手电筒的电池这种小规模的电池到数据机房这种作为备用电源的中规模，应该算是几十万投资的备用电源的电站，还有一些UPS备用电源的电站，再到我们这种大规模的已工业园区为主题应用的投资量在几千万到几个亿、几十个亿大规模演变的过程。
储能“投资+运营”商用化模式
“投资+运营”商用化模式类似于合同能源管理(EPC)模式，通过于客户签订节能服务合同，为客户提供包括：用电诊断、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。
创新的商业模式将用户端、第三方储能企业等投资主体、储能产业基金等金融机构之间形成有效的利益分配机制，加速推进储能的商用化规模应用。
以下是给全国的几个主要的城市、电价差比较大的几个城市来做的分析。
从上表可以看到北京市、上海市、江苏省、湖北省这几个城市电价差分别在1.1元、1.01元、还有0.92元还有江苏省的0.78元，湖北省的0.76元。
为什么要分析这个电价差呢，因为目前来看，储能电站走商业化路径更多的还是要看实际的经济效益。我们所谈到的这种给企业带来电量质量上的提升，还有作为备用电源相对来讲，这样的需求目前还没有打开。
上表可以看出，基本上电价差都在0.78元左右，不同电压等级的电压差稍有差异。
上面是我们的充电策略：从0点——早上8点在充电，早上8点——中午12点是一个放电过程。
1MWH储能
=150+50万元投资
=33万度/年储能电力
=282吨二氧化碳减排
=26.4万元电费收入+补贴收入
=10年稳定的IRR
=1标准柜(13.71*2.458=33.7㎡2.89)
以上是我们的投资经济性分析：1兆瓦时的储能投资规模在200万元左右，其中150万元是电池的成本，其他50万元是基建的成本，包括设备的采购，楼宇的建设。
电价差只要大于0.67元，我们都是可以给企业一个比较好的利润空间。
“储能+”增值服务商业模式
除了现实的可以看得到的钱之外，我们还可以给用户提供一个电能质量和应急备用的增值服务。
需求侧响应是实现削峰填谷的直观收益方式，后面两项都是隐形的收益。需求侧响应是在高峰时段参与电力需求侧响应，获取政府补贴收益，实现峰荷转移，提高终端用电效率。
电能质量是暂态有功出力紧急响应，解决频率波动，暂态电压紧急支撑功能，解决电压暂降或中断。
应急备用是针对突发电网故障，作为应急备用电源，为客户省掉UPS备用电源投资，减少柴油发电机运行费用。
工业园区储能“投资+运营” 模式
投运与投建项目概况
2011年至今：
涉及企业：南都、欣旺达、圣阳、协鑫、比亚迪...
已投运示范项目及商用项目110个
投运项目总量1320MWh
在建项目总量1430MWh
待建项目总量1240MWh
签约项目总量5GWh
目前，分布式储能电站和分布式光伏都比较低调地在做，所以很多数据都尚未公开。其中，分布式光伏还是有牌照的，建好之后可以直接和电网公司要求并网，而储能电站现在还在各个地方进行投资的时候，还需要和当地的电网公司疏通好各方面的关系。
户用光伏储能商业模式
根据用户的电量，每天约25度，我们设计一个6kW的光储系统，组件采用20块单晶300W，储能逆变器采用古瑞瓦特SPH6000光储一体机，蓄电池12度。6kW的光伏系统，平均每月能发600度电，光储一体机设计峰段放电350度，平段放电250度，这样用户每个月只需平段用电50度，谷段用电100度，他需要交的电费是：50*0.68+100*0.35=69元。每个月少交电费632元，一年总共7584元。
6kW的光伏系统目前初始成本约2.7万元，前期采用铅碳电池，约要1.2万元，前5年刚好收回投资，后面改为锂电池，因为铅碳电池还可以回收，而锂电池成本下降，电费则每年都会上涨，再投1.5万可以用10年，这10年可节省电费7.5万左右，相当于每年都有6000元收益。从投资收益上看，户用光储系统大有前景。而且安装光储系统，用电有保障，不用担心停电了。
九、储能商业模式案例
案例1：镇江智能装备产业园艾科调峰储能电站
项目概况
储能功率：0.75MW;储能容量：8MWh;
储能功能：实现企业电量电费管理和智慧节能用电管理;实现电力调度应急备用和需求响应。
项目于2016.10月份正式进入试运行;于2016.11月份通过指标考核交付投运;
储能电站已经连续稳定运行超过5个月。
项目收益点
节约电量电费: 年峰电发电量为202万kWh，节约电费约133.6万元。
参与江苏省调度中心源-网-荷-储友好互动平台，实现应急备用、电力需求侧响应，获取相应考核补贴。
案例2：天工集团电能质量+ 智慧型储能电站
项目概况
储能功率：12.5MW;储能容量：100MWh;
国家能源局首批能源互联网示范项目，项目名称为产业园区互联网+智慧能源系统;
储能功能：储能+增值服务项目;改善用户敏感负载的电能质量问题、提供优质供电服务保障;大工业用户电量电费和容量电费管理;实现电力需求侧响应。
项目收益点
节约电量电费: 年峰电发电量为3360万kWh，年节约电费约2284.8万元。
减少电能质量治理设备投入：当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象。可节省电能质量治理设备初期的投资2144万元;
案例3：中移动IDC储能+备电服务项目
IDC储能+备电服务系统案例展示
项目概况
储能容量：121.7MWh;
本项目的模式是由提供产品向提供储能+备电服务转变;标志着南都“投资+运营”储能商业化模式成功打开了数据中心市场，实现了IDC领域的削峰填谷储能应用，为储能开辟了一个稳健和更富有潜力的市场。
储能功能：储能+备电服务项目;提供IT负荷后备15分钟备电能力，剩余容量参与电费管理，用于削峰填谷储能服务，同时可参与电力需求侧响应。
项目收益点
用户收益点：项目全寿命周期给用户节约Capex投资成本约1.27亿元，Opex运营成本约9889.7万元。
参与北京市电力需求侧响应，获取政府补贴。
案例4：德国50MW一次调频储能PCR项目
项目概况
储能规模：50MW
德国商业化一次调频储能项目;德国电网调频市场是一个成熟的电力辅助服务交易市场，目前市场容量超过800MW，储能因其调频效率高、响应速度快、成本相对更低以及更环保的特性，相较于传统火电机组调频而言，有更好的经济效益和社会效益
储能功能：参与欧盟电网的一次调频辅助服务，同时参与峰谷价差套利
项目收益点
当发电和电力需求不平衡时，需要频率调节
TSOs(输电系统运营商)需要购买电能用于对频率偏差的即时平衡
市场是通过多变的，透明的以及无歧视性的每周拍卖方式进行
项目收益： 在2000美元 ~5000美元/MW/周
案例5：无锡新加坡工业园智能配网储能电站
这个案例，在国内属于比较通用性的，是未来投资的主体。在这里给各位重点展示一下。
项目概况
储能功率：20MW; 储能容量：160MWh。
全国首个增量配电网+储能项目;全球最大的用户侧商用化运作的储能电站项目。储能功能：实现园区配网侧的电费管理(电量电费和容量电费)，调节园区的负荷峰值平衡，提供智慧节能用电与应急供电，参与实现电力需求侧响应。
项目收益点
节约电量电费: 年峰电发电量为5376万kWh，年节约电费约3564.3万元。每天发电15万kWh，企业投资收益0.67元，峰谷电价差0.77元(江苏)，每度电可让利0.1元。电池企业电池成本为0.42元/kwh，电站建设成本0.1元/kwh，电池企业收益0.15元/kwh
平衡电网峰值负荷，延缓配电设施升级改造，提升电力系统能效利用率。
参与电力需求侧响应，获取政府补贴。
案例6：湖北十堰某企业2MW/12MWh储能调峰顶目
企业用电分析：年用电量约2053万度，2017年7月后变压器容量增加到7450kVA。年用电量没有明显的季节变化，每天24小时连续用电。用电功率比较稳定，在2000kW-4000kW之间变化波动，变压器负载率不超过54%;用电电能质量较好。电价差约0.72元/kWh。
估算储能容量：按照用电规律，企业峰时消纳储能电功率<2000kW;考虑储能系统充电时变压器负载率不超过80%，即总功率不超过5960kW，储能充电时最大功率应<1960kW，约等于2000kW。湖北每天峰时段6个小时，因此，储能系统设计为6小时放电系统。预计安装容量2MW/12MWh，每天充放电一个循环，可提供峰时用电12000度，每年可提供峰时用电438万度。
收益分析：按照储能系统单价1.6元/Wh计算，系统总投资1920万元。峰时用电给企业折扣电价，如果按照峰时电价9折计算，每茸可为企业减少电费45万元。
十、国际电池储能产业现状与商业化发展前景
近年来，以美国、澳大利亚、德国、日本、英国等国家为代表，全球电池储能市场快速发展。当地政府制定的储能安装补贴、投资税收优惠和需求响应激励机制为上述国家拓展储能应用、构建商业模式、盘活社会资本、激发民众参与提供了强大推动力。
1、全球电池储能产业概况
2017年，全球共部署了1.4GW和2.3GWH的电池储能，其中澳大利亚在电力容量方面处于领先位置，达到246MW，而美国市场在能源容量方面领先全球，达到431WMH。英国和德国市场不相上下，在2017年内分别部署了117MW和135MW的电力，中国有400MW左右。
根据HIS Htechnology发布的报告预测至2018年，全球户用储能容量将达到900MW。美国、日本、德国、澳大利亚和英国作为传统的储能强国在技术开发储备、政策导向、市场开拓等方面领先于其他国家和地区，表1概述和预计上述5个国家户用光伏储能信息。
2、主要国家储能详情
1、德国
德国是全球最大的户用储能市场，2017年的可再生能源占比为27 .7%，2030年将达到50%，2015年到2021年预计可增长11倍，GTM预测2021年德国市场户用储能容量将占到全部装机容量的49%。
德国户用储能系统2015年安装1.3万套，2016年接近2万套，2020年预计增至15-20万套，据BSW-Solar数据显示，目前德国与户用光伏配套的储能系统安装量已达到52000套，对应总容量接近300MWh。
Sonnen是目前德国最大的家庭储能系统提供商，目前在全球安装2万多套家庭储能系统，被特斯拉列其为全球最大的竞争对手。它的户用储能主要产品分为4/6/8/10/12/14/16 kwh等7个型号, 但它采用的是磷酸铁锂电芯，体积重量都较大。
2、澳大利亚
澳州户用储能系统2020年预计增至4000套，驱动因素为系统安装补贴。2016年是储能在澳洲迅速发酵升温的一年，安装了约6750套户用储能系统。其中南澳大利亚州首府阿德雷德发布了澳洲第一个针对光伏+储能系统补贴的机制，每套储能系统最高可获得5000澳币的补贴，以更快的推动户用储能的应用。正因如此，澳洲也成为各储能制造商积极争夺的目标市场。
2017年12月特斯拉在南澳建设的储能电站正式并网，这一电池阵列的设计最大能力为100MW/129MWH，能在1个多小时的时间里为约3万户家庭供电。
未来10年内，南澳大利亚州的纳税人将为储能电池阵列的运行提供最多5000万美元的补贴。
3、英国
2017年7月，英国能源监管机构和英国商务能源与产业战略部研究并制定了英国智能灵活能源系统发展战略(Upgrading Our Energy System: Smart Systems and Flexibility Plan)，计划通过29项行动方案，从三个方面推动英国构建智能灵活能源系统。
该政策文件从储能的定义、资质、终端消费税、网络费、与可再生能源共享站址、储能的所有权、并网、规划、资金支持等9个方面发布行动计划，解决了由于属性不清而对储能进行“双重收费”、储能所有权不明等市场中实质存在的多项问题，并致力于消除储能进入并参与电力市场交易的障碍。
