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（本文来源：能源评论•首席能源观 微信号 ID:CEO_ER）
这种情况，是一时风向转变还是大势所趋？
从总体看，我国电化学储能市场在近年呈现逐步上升的趋势。2011~2017年，我国电化学储能市场高速发展，年复合增长率达38%。
从应用分布上看，用户侧领域的累计装机规模最大，为264兆瓦，所占比重达到约50%，产业格局初步形成；发电侧和电网侧领域分列第二、三位，所占比重分别为36%和14%。
按技术类型分析，锂离子电池累计装机规模366.38兆瓦，所占比重近70%，应用覆盖发电侧、电网侧及用户侧全领域；铅蓄电池累计装机规模143.78兆瓦，占比27%，用户侧则是其主要应用场景。
而用户侧储能在我国获得大规模发展的主要原因，在于其商业模式清晰，投资回收年限较短，一般小于8年。
从盈利上看，通过峰谷价差方式，用户侧储能项目在部分省份已经接近盈亏平衡点。用户侧储能的市场投资主体主要有电池生产商、综合能源服务公司、售电公司、储能系统集成商和产业资本等，其中，综合能源服务公司+电池生产商的模式占比最高。
政策逐步完善，也是储能出现爆发的另一个原因。
从顶层设计来看，储能在我国能源系统和产业发展中的身份地位逐步确立。从产业支持来看，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等方面的政策支持体系也日益完善。
2019年，这种上升趋势是否还将持续？哪些层面将更有发展前景？
从规模效应和利用率来看，电化学储能在电网侧和电源侧能够得到更加集中和规模化的利用，较用户侧储能效率高，且安全和可控性更强，国外在电源侧和电网侧均出台了大量激励政策，我国也应借鉴国际经验，在电网侧和电源侧储能方面加强政策支撑和引导。
对于用户侧储能来说，关键在于完善市场设计，通过市场发现储能价值的方式促进其发展。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，按效果付费来体现，因此应尽可能采用市场化方式定价和回收成本。
因此，建议我国加快推进电力现货市场和辅助服务市场建设，引导用户通过储能设施，合理优化运行方式，降低市场电费成本，同时通过打包集成为“虚拟电厂”参与辅助服务市场。
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