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> 2018年，储能行业大规模爆发，可靠的商业模式发挥了重要作用。2018年，中国电化学储能呈现爆炸式增长，新增电网侧储能占比首次超过用户，居首位，占42%。在地方层面，江苏、河南、湖南等地先后开展了100兆瓦级网侧储能项目建设。
这是风向的暂时改变还是大趋势？
总的来说，近年来中国的电化学储能市场呈现出逐渐上升的趋势。2011年至2017年，中国电化学储能市场发展迅速，复合年增长率达到38%。
从应用分布来看，用户侧领域累计装机容量最大，为264兆瓦，约占50%，产业格局已初步形成。发电侧和电网侧分别排名第二和第三，分别占36%和14%。
根据技术类型分析，锂离子电池累计装机容量为366.38兆瓦，占总装机容量的近70%，覆盖发电侧、电网侧和用户侧的整个领域。铅蓄电池累计装机容量为143.78兆瓦，占27%，用户侧是其主要应用场景。
我国客户侧储能大规模发展的主要原因在于其商业模式清晰，投资回收期短，一般不到8年。
从利润角度来看，通过峰谷差价，一些省份的客户侧储能项目已经接近盈亏平衡点。客户侧储能的主要市场投资者包括电池制造商、综合能源服务公司、电力销售公司、储能系统集成商和产业资本，其中综合能源服务公司+电池制造商所占比例最高。
政策的逐步完善是能源储存爆发的另一个原因。
从顶层设计来看，储能在中国能源系统和产业发展中的地位已经逐步确立。从产业支持的角度来看，相关政策也逐步出台。在地方层面，并网运行、辅助服务、需求侧响应和补贴机制的政策支持体系也日益完善。
这种上升趋势会在2019年继续吗？哪些方面会有更大的发展前景？
从规模效应和利用率的角度来看，电化学储能可以在电网侧和供电侧更集中、更大规模地使用，储能效率更高，安全性和可控性更强。国外在供电侧和电网侧都出台了大量的激励政策。中国还应借鉴国际经验，加强对电网侧和供电侧储能的政策支持和引导。
对于客户侧储能来说，关键在于通过发现储能在市场中的价值来改进市场设计并促进其发展。原则上，储能不需要单独定价。储能的价值主要通过机会成本法体现，并按效果支付。因此，应尽可能采用面向市场的定价和成本回收。
因此，建议中国加快现货电力市场和辅助服务市场的建设，通过储能设施引导用户，合理优化运行方式，降低市场用电成本，通过“虚拟电厂”的包装和整合参与辅助服务市场。
