图1：全球储能项目累计装机规模(2000-2015)
图2：全球电化学储能项目累计装机规模(2000-2015)
截止到2015年12月底，美国、日本和中国的电化学储能累计装机量位列全球前三名，占比分别为44%、35%和12%。智利是唯一进入全球储能装机规模前十名的南美洲国家，德国则是欧洲储能装机比重最大的国家。国际市场中，锂离子电池和钠硫电池的装机比例接近，分别为39%和38%;锂离子电池的增速较快。而在中国市场，锂离子电池装机份额最大，为66%，其次是铅蓄电池和液流电池，比例分别为15%和13%。目前，国内的磷酸铁锂电池、全钒液流电池、阀控铅酸及铅炭电池具有较强的国际竞争力。进一步提升电池转化效率、能量密度和循环寿命并保持国际领先性是各类主流技术的努力目标。
图3：中国储能项目累计装机规模(2000-2015)
图4：中国电化学储能项目累计装机规模(2000-2015)
从全球厂商格局来看，钠硫电池技术厂商NGK依然占据榜首位置，锂电技术厂商表现抢眼，在全球装机前十名的厂商中占据五席，包括*A123、比亚迪、Saft、LG Chem和三星SDI。国内厂商中，除了比亚迪依然占据装机第一的位置，其他主流技术厂商，包括南都电源、大连融科、中航锂电等也在快速发展。随着国际户用储能市场和调频市场的逐步启动，国内厂商也逐步向国际市场渗透。
2015储能的应用与发展模式创新层出不穷
光伏+储能模式在全球多国落地2013年以来，储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中，在中国市场这一现象尤为突出。据CNESA不完全统计，分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%，究其原因，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。
据GTM/ESA报告，2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%，但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快，有望在2019年占总装机的45%。电费管理(包括电量电费和容量电费)是储能在用户侧应用的重要因素。以美国加州为例，截止到2014年底，在SGIP激励下开展的储能项目(包括规划、审批、在建和投运)总量达到1118个，容量为75MW。Solarcity的光储创新模式打开了储能在美国用户侧市场的应用之门，也使得其他国家的光伏和储能公司争相在本国打造光伏储能新模式，以期把市场需求、政策和金融整合起来，尽快实现光储项目的商业化应用。
近期德国的用户侧储能市场也变得十分活跃，在德国政府储能安装费补贴、免征营业税和银行低息贷款等政策支持下，户用储能的经济性变得十分明显。据预测，光伏+储能系统将从2014年的10,000套上升至2015年的13,000套，2017年有望达到60,000套。澳大利亚和日本市场用户侧储能的发展也很快。
从应用广泛性和经济性角度看，我国光储模式的发展还有较大的努力空间。首先，我国的光伏发电要想成长为一个可持续发展的新能源产业，就必须完善政策和补贴措施、创新商业和融资模式。目前国内主流分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，即项目业主自有资本金+银行融资的模式，新的融资渠道拓展有限，尚未形成光伏资产和社会资本之间的对接，通过产业投资基金撬动项目开发的模式仍处于讨论阶段。另外，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。最后，用户侧储能的一些附加价值，例如，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等一时在我国市场也很难实现。
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