从现有项目看，储能系统的资产一般掌握在储能厂商或系统集成商的手中，收入就是为用户节约的部分电费。由于投资回收期较长，厂商或集成商的风险较大，同时还要支付项目的先期投入，压力也不小。近期，投融资机构对储能产业的渗透不断加强，从关注逐步向合作转化；由投融资机构参与的储能电站建设模式不断涌现。

　　为了不断增强储能系统在用户侧的应用价值，提升其在用户侧的广泛应用度，结合近期出台的国家和地方政府的政策，储能产业的参与者也在探索和挖掘用户侧储能的细分市场以及多种应用模式。2015年-2016年是能源政策、电改政策、可再生能源政策、节能减排等相关政策的频发期。这些政策的出台，直接或间接的推动了储能用户侧市场的发展。

　　目前储能系统的应用类型单一、应用市场机制不健全和缺乏体现其商品价值的定价制度是其利润低、市场需求不明晰和可持续盈利潜力不足的主要原因。借力政策、寻找储能的多重应用市场，在应用中，强化刚性需求，弱化成本障碍是主要目标。储能厂商也紧抓市场机遇，积极参与新能源微网、能源互联网、多能互补、电能替代、备用电源、车电互联等领域的项目开发和申报。

　　虽然存在不少问题，但随着储能成本的进一步下降，电改政策红利的显现（例如峰谷电价制度的完善、尖峰电价的制定、需求侧管理等补偿机制的建立，电力市场用户侧多种增值服务开展等），储能细分市场的不断开发和应用的深化，用户侧的储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的先行军。

　　大规模储能市场开启，探索市场和价格机制

　　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。根据刚刚发布的“可再生能源十三五规划”的目标，到2020年，光伏发电达到1.05亿千瓦（105GW），光热发电达到500万千瓦（5GW），风电达到2.1亿千瓦（210GW）。到 2020 年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。作为清洁的可再生发电资源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着弃风、弃光等可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的研发和示范应用，大规模的储能（包括储电、储热、储氢）建设已经被定义为解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。

　　在集中式可再生能源发电领域，储能已经被验证的应用主要包括解决弃风/弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点；此应用场景对储能的成本、寿命、安全性的要求都很高；特别是储能接受电网调度进行调峰调频服务的时候，容量和效果都是至关重要的保障条件。“十二五”期间，储能在发电侧的示范场景集中在单个风电场配备10%左右的储能系统。当时由于储能的成本较高、安装规模较小，商业价值不明显，也不能直接解决大规模可再生能源的消纳问题；但这些项目非常好地验证了储能的技术和应用效果，积累了运行经验，为未来储能在可再生能源发电侧的大规模应用打下了基础。

　　进入十三五以来，储能厂商开始在辅助服务领域寻找大规模储能应用的市场机遇。2013年，石景山热电厂调频储能项目投运，储能系统与火电机组捆绑参与电网调频辅助服务的商业示范项目取得了较好的应用效果，锂离子电池的灵活快速调节能力为项目带来了商业价值。但由于调频市场的整体规模不大，特别是采用类似“按效果付费”的调频电价尚未在全国范围推广，储能大规模参与辅助服务还需要政策的进一步支持。2016年6月国家能源局正式出台的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》加速了这一市场的形成。根据《通知》的相关规定，我国将逐步建立电储能参与的调峰调频辅助服务共享新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰调频方面的优势，电力储能系统在获得参与电网调峰调频等辅助服务身份的同时，也能够按应用效果获得应有的收益。