根据中关村储能产业技术联盟统计数据，截止2017年底，全球已投运的储能项目累积装机规模达到175.4GW。“规模大、速度快、政策多、市场热”在1月18日召开的储能市场年度展望暨CNESA成果发布会上，中关村储能产业联盟高级研究员宁娜介绍道。不过，尽管储能市场加速逼近爆发点，但在走向商业化发展的道路仍然充满不确定性和挑战。
中国储能装机增速是全球的近5倍
截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，增速平稳。这其中抽水蓄能装机占比最大，为96%，较上一年下降1个百分点，电化学储能项目累计装机规模为2926.6MW，年增长率为45%，占比1.7%，较上一年增长5个百分点。2017年新增投运规模914.1MW。
具体到中国市场，截至2017年底中国已投运储能项目累计装机规模为28.9GW，年增长率为18.9%，增速是全球的近5倍。这其中抽水蓄能装机占比最大，接近99%，与去年相比略有下降。电化学储能项目累计装机规模达到389.8MW，年增长率是45%，占比1.3%。2017年新增投运规模为121MW。
在电化学储能项目中，无论是全球市场还是中国市场，锂离子电池的累计装机占比仍是最大的，比重分别为76%和58%。此外，在2017年新增投运项目中，中国和全球市场都主要集中在锂离子电池与铅蓄电池项目上。与此同时，随着技术成本不断下降，以及对于收益叠加模式的摸索，过去一年里有越来越多大规模的项目被部署。以10兆瓦以上项目为例，无论是投运项目还是在建规划中的项目，都比2016年有所增加。
而从应用模式分布看，根据中关村储能产业技术联盟统计数据，无论是全球还是中国， 2017年的储能市场主要还是在集中式可再生能源并网、辅助服务以及用户侧三大领域。
储能现有商业模式收益都不乐观
在整个产业热度加剧、速度加快、政策支持背景下，储能也越来越成为资本备受关注的领域，根据中关村储能产业技术联盟数据，2016年全球在储能领域的投融资金额超过43.3亿美元。
说了这么多，到底储能赚钱机会在哪?上述提到的可再生能源并网、辅助服务以及用户侧三大领域有多大钱景?
中关村储能产业技术联盟对中国储能项目在工商业用户侧、可再生能源发电、调频辅助服务、延缓输配电网络投资等领域做了收益点分析和经济性测算，发现目前这些商业模式还存在许多问题，收益状况并不乐观。
1、可再生能源并网领域
储能目前在可再生能源并网领域能够实现的收益点，主要还是依靠限电时段的弃电量存储。在一些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经开展利用老电站比较高的上网电价做弃电存储，确实具有一定的价值，但是回收期比较长。
在帮助降低电站被考核风险带来的电量多发收益上，目前这块收益比较少，而且难以有效评估。
另外，在优先调度带来的电量多发收益上，目前限于东北个别风电场，不具有普遍的意义。
不管是在提高跟踪计划出力、改善电力输出质量，以及为整个电力系统带来的一些增值的价值，比如说火电备用容量的减少以及环境效益等，目前还没有补偿机制来给储能的这些价值以合理的补偿。
2、用户侧领域
目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，据中关村储能产业技术联盟的统计，截止到2017年用户侧储能装机占到了全部装机的59%。这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。
CNESA高级研究员岳芬介绍道，现在大部分地区的峰谷价差还不是特别合理，单靠这个收益点的投资回收期还比较长，通常在7到9年，另外储能带来的这些需求响应能力，以及最大需量电费削减的价值，由于目前这方面政策的缺失，也导致这两块收益比较难获得的。
她表示，这一块当前采用的商业模式仍然是用户投资，或者是厂商去运营，或者是厂商自主投资+运营，前期投资压力大，风险较高。
3、调频辅助服务领域
由于能够大幅度改善火电机组调频性能，带来日补偿费用提高，目前这块回收投资期比较理想，基本上在5年以内。
这一领域面临的问题主要是现有市场规模较小，目前应用在电力辅助服务的储能电站还只占一小部分，且发电厂均摊的付费机制不可持续。而且同样地，这一领域也主要是开发商投资+运营的模式，开发商负责项目投资建设运行和维护，业主提供场地和电网接入，商业模式单一，开发商投资压力大，单靠开发商资金实力推进项目缓慢。
不过，中关村储能产业技术联盟认为，随着储能全系统造价的持续下降，目前一些细分领域成本收益开始接近平衡点，例如江苏、广东、北京等省市，利用当地峰谷电价差的优势，已经实现了无补贴的储能商业化推广;青海、山西等省份则在发电侧光储项目、火电联合调频项目上开始实现储能的规模化突破等。
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