目前我国储能行业的处于刚起步。随着下游需求的爆发式增长，储能的商业化应用也愈加迫切。2015年之前，项目以示范应用为主，集中在可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式发及微电网、电动汽车光储式充电站;2015年-2020年，开始出现若干初具商业化但还不备规模的项目，逐步向商业化迈进;2020年之后，储能将逐步在各个领域实现商业化发展。
电力虽然是一种商品，但其生产、运输、消费几乎在同一时间完成，故经营上和一般商品也不一样。电力储存是近百年的难题，影响着电力的商品属性，可以改变能源的使用方式，是未来能源产业发展变革的重要支撑。2016年2月29日，国家发改委、能源局、工信部联合发布了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》 (发改能源[2016]392号，简称“指导意见”)，指导意见多处提及推动储能产业发展，并对储能产业进行了新的定义。
指导意见中提出了集中式和分布式储能应用，赋予了能源更丰富的应用方式。其中，集中式储能电站主要配套传统电网和新能源发电，实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化，或者解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。
对铅炭电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、锂离子超级电容进行了比较，未来在储能应用环境下，更关心全周期使用过程中的系统度电成本，其综合了循环寿命和系统成本两个影响因素，就当前指标而言，我们认为：
1)铅炭电池最具成本优势，最有可能大规模应用到当前储能市场；
2)锂电未来成本下降空间大，也将是主流技术路线；
3)液流、钠流电池本身存在一些难以克服的问题，应用范围有限；
4)锂离子超级电容初始投资太大，
虽然循环性能很好，但投资回报期很长，一般资金进入；故未来五年仍然以铅炭和锂电路线为主。
(主流储能电池性能指标比较)
随着铅炭储能度电成本的下降，工商业企业用电的削峰填谷应用逐渐具有商业价值，一般情况下，用电尖峰时段约占用电全时段的5%，对应尖峰用电量约占总用电量的20%，这一部分电量存在储能的商用价值。
特别是部分工商业发达的大型城市，统计了国内大型城市的峰谷电价差，根据目前铅炭储能最低0.5元左右的度电成本，电价差大于0.8元/kWh的地区都有经济性，这些地区对应的2015年用电量合计约为3972.54亿kWh，若其中10%的用电量通过储能来进行削峰填谷，大约需要1.2亿kWh的储能设备(其容量对应日充放电量) ，若按铅炭储能每kWh约1250元的投资额计算，则对应累计市场规模1500亿元；若按锂电储能每kWh约2000元(考虑未来五年成本有望明显下降)的投资额计算，则对应累计市场规模2400亿元。
(部分地区电价差及用电量统计)
据统计数据显示，广东省、江苏省、浙江省、安徽省为用电大省，且电价差大多高于0.8元/kWh，已具备储能经济性，这四大省2015年工业用电量分别为3437.46亿kWh、3873.35亿kWh、2652.53亿kWh、1132.8亿kWh，合计超过10000亿kWh，若按10%配套储能，将对应约4500亿元规模的铅炭储能市场。
随着电改的推进，售电侧将逐步放开，存在更多的商业化储能市场，且锂电梯次利用在未来也将具有应用前景。
我国风电、光伏消纳困难的“三北”地区，主要为集中式风光电站，储能应用于这一领域主要的作用是调峰调频、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。对大型风光电站储能项目情况进行了统计，如表4所示，可以看到，目前锂电、铅酸(铅炭)、全钒液流、超级电容技术路线应用较多。其中，2011年由财政部、科技部和国家电网共同启动的国家风光储输示范项目可谓是行业的风向标，项目一期工程位于河北省张北县，建设风电100MW、光伏发电40MW、储能20MW，从某种程度上也代表了国网对储能电池的技术偏好。
国家能源局最新发布的《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》中提到，“十三五”期间，风电新增投产79GWh以上，太阳能发电新增投产68GWh以上，即到2020年全国风电装机达到210GWh以上，其中海上风电5GWh左右；太阳能发电装机达到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光热发电5GWh。
预计以风光发电中新增装机量的20%为基数，按10%的功率比例配置储能系统，则储能装机量将达到2.94GW，若每天存放2小时即对应5.88GWh新能源发电储能规模。另据CNESA发布的《储能产业研究白皮书2016》显示，2015年国内化学储能项目(不含抽水蓄能、压缩空气和储热)累计装机规模105.5MW，以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池及超级电容为主，占比分别为66%、15%、13%、 6%。预计未来受益于铅蓄电池(铅炭为主)储能成本优势，其装机量占比将有所提高，如表5所示，参照上述测算的“十三五”期间新能源发电配套储能规模约为5.88GWh，则对应配套储能投资规约255亿元。
(新能源发电配套储能市场测算)
受益于3G、4G网络建设的刺激因素下，电信固定资产投资规模增速明显上升，未来在5G建设的带动下将继续保持平稳增长。按一般通信基站的配置要求，后备电源需求大约占总投资的2%~3%，预计“十三五”期间后备电源市场规模有望超过500亿元，一方面通过改造后备电源系统增加其储能功能，盘活存量市场，另一方面通过设计一体化集成方案，开拓新增市场，更大程度地为客户实现节能套利。
(国内电信固定资产投资额统计及预测)
受互联网和云计算技术的发展，过去8年中国IDC市场复合增长率达到42.3%，如图6所示，预计2015年以后增速都将在30%以上，将明显拉动UPS的需求。2015年国内UPS销售额为47.6亿元，若“十三五”期间按10%的复合增速，预计UPS整体市场规模将达到300亿元。2016～2018年交通基础设施重大工程投入约3.6万亿，其电源设备需求也将有200～300亿元市场规模。
依据当前全国充电桩建设进度，中性预测，2016年充电桩新增市场规模约78亿元(含充电站基建投入)，如表6所示，若以《发展指南》中的“十三五”期间建设目标为准，直流充电桩新增50万个、交流充电桩新增430万个、充电站新增1.2万座，对应投资规模分别为450亿元、344亿元、360亿元，即“十三五”期间新增市场规模约1,154亿元，保守也有1047亿元，对应充电设备中的储能模块市场不到100亿元。
(新能源汽车充电市场规模预测)
目前最具市场经济性的是传统电网削峰填谷，已经可以实现无补贴的商业化推广，若“十三五”期间在大型工业城市投资储能项目，则市场规模有望达到1500～2400亿元，此外，未来若在大型工业省份全面推广储能，则市场规模更可观；后备电源及UPS储能也不需要补贴，市场规模约为1000亿元；新能源发电可按一定比例配套储能，市场规模约为255亿元，但尚需补贴；另外，户用储能和充储放一体化充电站等市场规模不到100亿元，且需要补贴才能推广。综上所述，传统电网削峰填谷将是未来五年最大的储能市场。
我国储能应用商业化前景及“十三五”期间市场规模预测
目前储能应用最大的空间在于风光电厂的应用。受制于火电拉闸局限以及西部地区有限的消纳能力，2015年的弃风、弃光现象突出。光伏方面，2015年全国弃光电量40亿，弃光率约10%。甘肃弃光率达31%;新疆自治区弃光率达26%。风电方面，2015年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率达到15%，同比增加7个百分点，同样是西北地区问题最突出。
储能的引入可以将多余电能储存起来，待需要时释放，加装在风光电场可以弥补风、光发电存在的间歇性和不稳定特点，也更有利于能灵活调节，提高发电系统效率。此外，风电和光伏对电网接入的友好性也得到改善。
其次，传统电厂往往需要配备备用电源，投资非常大，储能设施的引将有利于电厂降低成本，提高效率。储能设备在负荷低谷的时候储存多余电量，符合峰值时将负荷谷底存储的多余电量发送给电网，从而减少发电公司的不必要投资，提高设备利用率。在商业化推广方面，利用各省市的峰谷电价差发挥储能的成本优势，进行削峰填谷的电力调节，再与客户分享收益。随着微电网的逐步推进，储能在家庭电网中也将发挥重要作用。
应用格局
目前，国内的储能市场主要分为两类，一类是用户端分布式发电及微电网中储能的应用，占比大约为56%，另一类是集中式风光电站(可再生能源并网)储能应用，占比约为35%，目前两者累计装机规模已超过国内市场的90%，电力输配和调频辅助服务占到9%左右的市场份额。
由于储能在国内不具有市场主体地位、补偿机制不明确、调度经验缺乏等原因，目前仍处于产业化初期，并未形成成熟的商业模式，主要以功能性示范项目为主。
随着储能示范项目积累的运行经验以及技术提升带来的成本下降，目前储能已经在分布式发电与微网、电力辅助服务、用户侧需求响应和电动汽车车电互联等四个领域出现市场机会和商业化模式。
原文来源：能源生态圈
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