商业化成为现实

不同于风电、光伏发展初期国家的补贴政策支持，国家对于储能产业似乎并不打算进行直接的补贴，而是交由市场去决定。

在《关于促进储能技术与产业发展指导意见》中，提出要在“十三五”要使储能产业达到商业化初期。但是，在未来十年或者更长的时间，储能的商业化将成为现实。

事实上，在目前的阶段，储能的项目已然很多，但是主要的商业模式集中于发电侧、用户侧以及辅助服务市场。

发电侧方面，储能可以与可再生能源的结合，平抑可再生能源的波动性。未来随着可再生能源规模的不断扩大，几乎难以避免会面临弃电的挑战，因此储能的加入只是时间的问题。

此外，电储能参与电力辅助服务的商业模式也逐渐成型。尽管我国还处于电力市场的初级阶段，辅助服务补偿的价格机制仍不明朗，但在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。

近年来各区域电网及省网陆续发布了并网发电厂辅助服务的管理细则，对电力辅助服务的交易方法仍效果补偿机制做了充分说明，为储能参与调峰调频辅助服务逐渐完善激励机制。

2018年，电网侧储能项目也越来越多的出现，江苏省已投运101MW/202MWh、河南省已投运100MW/200MWh以及湖南省即将投运的60MW/120MWh，三者均为磷酸铁锂电池储能电站。

用户侧方面，由于能够利用峰谷价差进行套利和电费管理，是储能项目最为活跃的市场。但是也专家指出，峰谷差价是计划产物，只能用于目前储能装备定价参考；且峰谷差价套利不具有无限放大性和长期可持续性。

《2018储能产业应用研究报告》数据显示，用户侧储能主要包括工商业削峰填谷及需求侧响应。用户侧储能占全部应用规模的27%，其中工商业削峰填谷占用户侧储能的73%，是目前中国唯一进入商业化运行的电池储能领域。用户侧储能主要集中在华东、华南，占比分别为62%、26%。2017年新增用户侧储能项目基本集中在华东。

未来，随着储能成本的不断下降，储能商业化进程的加快发展，储能将在国内应用于更广泛的领域。

近年来，以多种类型储能技术产业化不断进步，其中锂离子电池储能技术经济性显著提升，2016年其综合度电成本接近0.65元/度，2020年有望达到0.30元/度，2030年接近0.12元/度，储能系统年利用小时数达200小时即可盈利。

当然，技术上降低成本是一方面，随着电力体制改革的深化，储能也将迎来自己的黄金时期。从国际上的发展经验来看，美国、英国都已经或者正在经历这样的过程。

中关村储能技术联盟的报告显示，未来储能的商业化是否也类似于光伏的发展，可分为三个阶段来发展：

2015-2020年，随着间歇性能源大增影响电网稳定运行，考虑政策补贴和初装补贴，部分地区的应用市场启动；

2021-2025年，储能及新能源汽车体量放大，加速电池成本下降，考虑经济性和补贴，储能应用地区机场和将加速扩大；

2030年以后，储能实现全面经济性，并与电力系统充分融合，仅考虑经济型，储能成为电力系统的必备环节。