01、一新型儲能體量尚小，用戶側儲能應用持續走熱
目前，用戶側不僅是我國儲能應用的最大市場，也是持續保持高增長的一個領域。根據中關村儲能產業技術聯盟(以下簡稱CNESA)的統計，2000-2016年應用于用戶側(即分布式發電及微網領域)的投運儲能系統累計裝機量為107.9MW(不包含抽水蓄能和儲熱項目)占全部裝機的比例為57%。從2015年下半年至今，儲能產業又經歷了一個增長的小高潮，根據CNESA 2015年7月-2016年12月的統計，這期間儲能裝機的新增規劃量約為740MW(估算的容量為3.8GWh，不包含抽水蓄能和儲熱項目)，其中，安裝在用戶側的比例占全部規劃的54%。
安裝于工商業用戶端或是園區的儲能系統是我國用戶側儲能的主要應用形式，主要服務于電費管理，幫助用戶降低需量電費和電量電費。
在這些領域，儲能既可以與光伏系統聯合使用，也可以獨立存在；通過峰谷電價差套利是最主要的盈利手段，根據不同地區的政策，需量電費管理和需求側管理是輔助盈利點。
由于儲能系統成本有差異，各地區的峰谷電價差不同，因此項目的盈利空間也有差別。以峰谷電價差在0.75元-0.80元之間的地區為例，(假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放)目前儲能電站項目靜態投資回收期在7-9年不等。
02、國家政策利好，大規模儲能市場開啟
從“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃、可再生能源發展“十三五”規劃、能源發展“十三五”規劃，到能源技術創新“十三五”規劃，國家都將儲能作為重點研究和發展領域之一。2017年10月，《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》正式發布，作為我國儲能產業第一個指導性政策，明確了未來十年中國儲能產業發展的目標與和任務，而以風電和光伏發電為主的可再生能源發展是我國能源發展的重點之一。
指導意見出臺后，各地方儲能相關政策也相繼出臺：
山西省和南方電網先后圍繞電儲能參與輔助服務制度了實施細則
大連、宜春、北京、邯鄲等也都相繼出臺地方儲能支持政策
電網公司與廣東、福建等地區的政府機構也開始積極探索儲能產業發展路徑，制定相關政策。
用電大省江蘇省也在國內率先制定了客戶側儲能系統并網的管理規范。6月初，江蘇省發改委發布了《關于轉發<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>的通知》，除要求加強貫徹去年10月份國家5部委聯合發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》外，著重提出“簡化項目審批手續、加強規劃統籌發展和分級分類協調管理”三大具體落實要求，以推動江蘇省儲能發展。目前江蘇電網側儲能也已開始成為關注焦點。江蘇電網公司已在鎮江啟動大規模建設，下一步還將在用電負荷大的一些地市開展電網側儲能試點。就全國儲能市場發展情況來看，江蘇在儲能方面最為積極，尤其是江蘇的用戶側儲能已呈現爆發之勢，這主要得益于其較大的峰谷價差以及政府的大力支持。不少采訪對象表示，“江蘇的峰谷電價差在度電7毛錢，有很大的套利空間，對儲能企業的吸引力較大。”
03、逐漸成形的商業模式及應用場景
儲能具有“源”“荷”雙重屬性，在電力領域基本應用在可再生能源并網(專指儲能在集中式風電場和光伏電站中的應用)、輔助服務、電力輸配、分布式發電及微電網等領域。在不同國家，儲能的主流應用不盡相同。在國內實踐中，新型儲能的主要盈利模式單一，正借鑒西方國家經驗探索多種商業化應用模式，進展快慢不一。
1、峰谷電價差套利
通過峰谷電價差，幫助用戶降低容量電費和電量電費，這是目前我國儲能最主要的盈利模式。電力大用戶每月固定地向電網企業交納容量電費，儲能系統可為用戶節約此項支出。降低電量電費是指，谷值電價時向儲能系統充電，峰值電價時用儲能系統存的電，節省用戶同等用電量的電費。各地區的峰谷電價差不同，以0.75~0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，每天兩次充放，儲能電站項目靜態投資回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源項目建設集中式儲能電站
可再生能源發電具有間歇性、波動性等特點，儲能可以跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務，促進可再生能源消納。此應用場景對儲能的成本、壽命、規模、安全性的要求都很高。陜西定邊10兆瓦鋰電池儲能項目即是通過聯合當地150萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網電力，按照光伏上網電價上網，削峰填谷，促進就地消納。
3、參與電力輔助服務收費
電力輔助服務包括一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等，可維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量。從全球來看，調頻是儲能的主要應用。根據彭博新能源財經統計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調頻應用占比分為41%、50%。某國內企業在英國參與的儲能項目中，盈利構成為調頻收入70%、調峰收入20%、容量費收入10%。
在國內，該盈利模式要隨著電力輔助市場建設而形成。目前，南方電網區域已制定了輔助服務補償表，對并網發電機組提供的AGC服務實施補償；儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/兆瓦時。
4、分布式儲能應用
配合分布式能源建設，作為售電主體主要以賣電獲益。今年3月印發的《關于提升電力系統調節能力的指導意見》，“鼓勵分布式儲能應用”。
5、參與電力需求側響應
直接接入電網，峰谷雙向調控，增加電網安全性穩定性。這種應用中的儲能電站并網條件較嚴。
2018年1月，江蘇無錫新加坡工業園園區20MW儲能電站經國家電網公司批準，全容量并網運行。今年春節期間，該儲能電站參與電網需求側響應，在用電低谷期“填入”約9萬千瓦負荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規模儲能電站首次參與電網需求側響應并收費。
04、市場規模不斷擴大企業紛紛布局
根據中關村儲能產業技術聯盟的不完全統計，截至2017年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模28.9GW，同比增長19%。電化學儲能的累計裝機規模為389.8MW，同比增長45%，占總裝機規模的1.3%，較上一年增長0.2個百分點。2018年僅一季度規劃的電化學儲能項目就已經接近120MW。
在政策支持逐步明朗的背景下，隨著產業穩定預期的基本形成，光伏企業、分布式能源企業、電力設備企業、動力電池企業、電動汽車企業等紛紛進入，開始加大力度布局，開拓儲能市場，進一步探索具有盈利性的商業模式。目前，儲能產業幾乎遍布全國所有省份，其中新增投運規模最大的是江蘇省，西藏、山西、甘肅、青海、北京、廣東、上海等省份儲能市場都十分活躍且各具特色。
05、市場需求廣闊
儲能可增強電力系統靈活性、適應性。隨著能源互聯網的發展，大規模集中式可再生能源、分布式發電及微電網發電、調頻輔助服務等對儲能均需求巨大。
同時，隨著電動汽車的應用普及和動力電池的大規模退役，退役電池儲能市場的興起會加速。目前新電池成本比較高，這是限制儲能大規模推廣應用的重要原因；而梯次利用能降低儲能的工程造價，還比較環保，有良好的經濟社會價值。
此外，隨著新一輪電力體制改革的深入推進，電力輔助服務市場、電力現貨市場逐步發揮作用，電力市場化交易范圍擴大，儲能項目價值得到充分反映，其盈利性增加，將進一步增加社會資本的投資積極性，形成良好循環。
中國電力科學院惠東教授在《電力儲能發展趨勢預判》報告中大膽預判：中國將成為未來儲能需求規模最大的國家。增長的動力一方面將來自于平衡可再生能源發電的需求；一方面將來自于電力負荷的增長。
