在5月11日-12日举行的“储能国际峰会2016”上，中关村储能产业技术联盟发布了《储能产业研究白皮书2016》。根据《白皮书》预测，到2020年，理想情景下，中国储能总装机规模将达24.2吉瓦，常规情景下，中国储能总装机规模将达14.5吉瓦（两种场景下，均不含抽水蓄能）。

中国年复合增长率是全球6倍

《白皮书》显示，截至2015年底，全球累计运行储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）327个，装机规模946.8兆瓦。中国累计运行储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）118个，累计装机规模105.5兆瓦，占全球储能项目总装机的11%，年复合增长率（2010-2015）为110%，是全球的六倍之多。

从区域分布上看，美国依旧占据装机第一的位置，截至2015年底，美国累计装机规模为426.4兆瓦（运行项目），自2014年起，就开始超越日本，成为全球储能装机第一大国，其次是日本和中国，占比分别为33%和11%。

从技术分布上看，锂离子电池无论在运行项目中，还是在建、规划项目中，均占据全球装机第一的位置。锂离子电池的累计装机占中国市场总装机的2/3。

在应用端，我国主要以分布式发电及微网和可再生能源并网领域为主，二者累计装机规模超过中国市场的80%，特别是前者，无论在累计装机规模还是项目个数上均占据第一的位置，占比分别为56%和77%。

光伏+储能催生多种应用和商业模式

数据显示，截至2015年底，我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦，超越德国成为全球光伏发电装机容量最大的国家。其中，2015年新增装机容量1513万千瓦，占全球新增装机的四分之一以上。利用储能“调配”作用将光伏和储能的联姻可以很好地解决我国光伏产业“弃光限电”这一难题。

目前，在新能源特别是光伏领域，很多龙头企业都在积极布局储能，如阳光电源与韩国三星成立合资公司发展储能技术；科陆与韩国LG合资发展储能项目；天合光能成立了专门的储能公司。

多位与会人士表示，储能应用的加入对于提升光伏系统的灵活性具有重要意义。目前，储能越来越多地应用到分布式光伏发电与微网项目中，这一现象在我国尤为突出。

中关村储能产业技术联盟秘书长张静认为，导致这一现象的原因主要有四点：

国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴；

分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与；

从国际经验看分布式能源发电的最终目标是自发自用，储能的应用必不可少；

光储模式存在很多创新点和潜在盈利机会，是投融资机构最关注和乐于参与的领域。

德国莱茵TüV大中华区太阳能及燃料电池总经理李卫春对记者表示，光伏与储能的应用模式是最有市场推广前景的，电池和PVS整合的方式，对于户用型的应用是最受欢迎的模式。

据预测，分布式光储模式在各国仍将快速发展，特别是在日本零售侧市场全部打开、德国延长自发自用补贴、澳大利亚出台户用储能补贴政策，以及中国售电侧改革的刺激下，随着储能成本的降低，分布式光储具有广阔商业前景，将催生出更多的商业模式和服务模式。

“从全球范围来看，从2020年的加州计划、德国光伏加储能的补贴，到2015年澳洲PV加光伏的补贴政策、日本SI对储能补贴和政策的推动，都对储能技术发展和市场应用起到推动作用。”李卫春说。

据介绍，国外对储能系统补贴较高。如德国在2013年与2014年拨款5000万欧元对于中小规模的光伏发电系统配套的储能系统进行补贴，日本也对符合标准的接入电网的电池储能项目，给予相当于投资额1/3的补贴。而国内储能行业尚缺少相关政策支持。

未来储能市场不局限于电力存储

作为阳光三星储能电源的高级项目经理，毕善奎对储能行业有着切身的感受。“圈内人都对储能这个前沿产业有很高的热情和关注度，但真正能促成的合作订单少之又少。”

毕善奎认为，从储能参与光伏项目角度看，由于缺乏储能相关政策支持，且储能成本较高，使得合理配备储能的项目不具备盈利性，也缺乏收益点来吸引资本市场的投入。而用户侧储能的一些附加价值，如利用较大的峰谷差实现低存高卖的套利、通过参与需求响应获得额外收益目前在国内也难以实现。

不过，与会人士普遍认为，从应用广泛性和经济性角度看，我国光伏+储能模式的发展还有较大的努力空间。包括提高峰谷电价差、储能安装补贴、储能电价补贴等在内的政策支持是光储项目建设的不可或缺因素。

《白皮书》显示，储能已不再局限于电力存储技术，储氢、储热和天然气存储等技术都将纳入进来，未来储能领域将涌现出更多的商业模式。