1.1 用户侧储能发展放缓，电网侧规模化建设起步
用户侧储能商业模式比较清晰，最先进入商业化发展。储能系统典型应用 场景包括：用户侧(削峰填谷、需求侧响应等)、电网侧、可再生能源并网 (集中式配套、分布式微网等)、电力辅助服务等。用户侧储能是最先进入商 业化发展的环节，主要原因在于峰谷电价差套利这一商业模式比较清晰，尤其 在东部沿海区域，较高的电价差使得部分项目已经初步具有经济性(一般情况， 以系统造价 180 万/MWh 为例，峰谷电价差大于 0.75 元时，用户侧储能项目 整体投资收益率约 6-8%，0.9 元以上时，项目收益率约 10%)。
受项目经济性影响，用户侧储能发展放缓。2017 年用户侧储能占新增装 机比例达 59%，2018 年该比例降至 10%左右。用户侧储能发展放缓的主要原 因在于峰谷价差套利模式相对单一，2018 年以来一般工商业电价下降使得峰 谷价差收窄，储能项目经济性下滑;此外，土地、融资、实际运营成本较高等 原因进一步压缩了项目的盈利空间。
2018 年以来，电网侧储能项目迅速发展，带动了电化学储能项目规模增 长。根据 CNESA(中关村储能产业技术联盟)统计，2018 年新增投运(不包 含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧电化学储能规模 206.8MW， 占 2018 年全国新增投运电化学储能规模的 36%，是各类储能应用之首。在电 网侧储能的带动下，我国累计投运储能项目 1018.5MW/2912.3MWh，电化学 储能项目突破 GW/GWh 级别。
电网侧储能在 2018 年规模化发展的起步是由多重因素共同驱动：
政策上发布了全国层面促进储能产业发展的指导性意见。2017 年 10 月 11 日，发改委能源局等联合印发了《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》， 主要针对应用在电力系统中提供电力辅助、新能源配套等服务的储能提出规划， 计划到 2020 年储能要全面由研发试验向商业化过渡;2025 年实现规模化发展。 此后江苏、河南、广东等地展开了百兆瓦级项目的建设。
电力系统中储能应用必要性增加，电力系统中，储能的应用涉及多个领域， 除常规的削峰填谷外，还可以配套可再生能源并网、配合火电机组调频率以及 参与各类电力辅助服务。近年来，新能源接入规模扩大，中东部地区尖峰负荷 提升，电网运行环境日趋复杂，电网平衡与控制的压力增长，对储能电站的需 求明显提升。
商业模式主要由电网兜底。目前电网侧项目基本都采取经营租赁的模式， 即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等，租赁期限结束后，该部分储能资产移交给电网公司。这一模式 的核心是由电网兜底，可以保证投资方的收益率水平，部分条件较好的地区， 电网租赁费用较高，项目经济性比较可观。
锂电池成本下降是规模化建设的重要基础。受益于锂电池产能的扩张和成 本的下降，电化学储能应用进程加速，根据彭博财经的数据，从 2010 年到 2018 年，电池包的成本从 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下，降 幅超 80%，成本的下降是电化学储能得以实现初步规模化发展的重要因素。
1.2 储能大规模发展仍需商业模式探索、成本进一步下降
2019 年 5 月，发改委发布的《输配电定价成本监审办法》中，明确抽水 蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本。按照当前电网侧储能的商业模式， 电网如果能将储能资产归入输配电资产进行折旧，则可完成投资回收的闭环。 一方面，储能对电网的价值和资产利用率的提升是毋庸置疑的，储能参与电网 调度，满足电网调峰调频需求也确实起到了输配电资产的作用。但储能资产的 界定、储能服务的定价与电力市场化改革息息相关，如何纳入输配电价仍需更 加细致的机制和管理办法。明确不能纳入输配电定价后，电网侧储能仍将主要 采取经营租赁模式展开。本次政策中也明确，租赁费可以包含在运行维护费用 当中。
从国外经验来看，在促进电化学储能规模化发展的过程中，政策刺激与市 场化机制都不可缺少。例如储能发展较为迅速的加州电力市场，州政府明确出 台了 AB2514 和 AB2868 法案，要求加州到 2020 年储能的装机容量达到 1. 8GW。同时基于比较成熟的电力市场体系，制定了详细的调频补偿和抵扣机制，2013 年运行以来的情况来看，储能项目参与调频市场收益最好，而仅赚 取充放电价差、旋转备用等都不能成为主要的收益来源。
成本方面，尽管锂电池成本已经有了显著下降，但出于经济性考虑，仍不 具备竞争力。2018 年典型的磷酸铁锂集装箱式储能项目的系统中标单价在 1.9-2.3 元/Wh 之间，就电网侧储能项目来看，系统造价降至 1.5 元/Wh 以下， 可能是大规模进行应用的前提。2018 年储能的系统造价中，电池成本占比约 60%，目前来看，电池是继续降低成本潜力最大的环节。
