北极星智能电网在线讯:新年的钟声已经响起，充满了艰辛、同时也满怀希望的2016年渐渐走远。在“十三五”的开局之年，随着我国低碳、绿色能源战略的推进，新一轮电力体制改革配套政策的落实，储能的应用价值得到了市场的认可，成为了推进我国能源变革和能源结构调整的技术亮点。储能产业在2016年经历了一个快速发展的小高潮，在政策的支持下，储能应用领域更加明晰，储能项目规划量大增，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市场，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。
储能应用前景广阔，未来将为我国经济增长、绿色能源发展创造巨大的价值，但作为一个新兴的技术产业，现阶段发展仍然面临一些问题。技术经济性的提升、应用市场机制和定价体系的完善都是未来的工作重点，而最亟待解决的是需要各方合力为储能产业探索和挖掘多个可实现商业盈利的市场，实现产业健康、持续的发展。
2016年的储能应用为未来的发展奠定了基础，在这一年产业取得了哪些进步，未来还将面临哪些挑战，下一步的努力方向是什么？带着这些问题，储能联盟将与各位参与和关注储能产业的同仁一起回顾精彩纷呈的2016！
用户侧储能应用持续走热，试水多种盈利模式
目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟（以下简称CNESA）的统计，2000-2016年应用于用户侧（即分布式发电及微网领域）的投运储能系统累计装机量为107.9MW（不包含抽水蓄能和储热项目）占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今，储能产业又经历了一个增长的小高潮，根据CNESA2015年7月-2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW（估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目），其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。
图1：中国储能装机量在各应用领域份额（2000-2016） 图2：中国用户侧（分布式发电及微网）装机规模
信息来源：CNESA，2016（以上数据不包含抽水蓄能和储热项目）
安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式，主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用，也可以独立存在；通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元-0.80元之间的地区为例，（假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放）目前储能电站项目静态投资回收期在7-9年不等。
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。
表1：推动储能在用户侧应用的相关政策
信息来源：CNESA整理
