近日，在“531”新政冲击分布式市场的巨震之下，笔者发现相关政府联手企业布局储能系统的步调丝毫不乱，一直在有条不紊地进行着。以下是笔者在相关官网了解到的讯息：
6月1日
江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》。除要求加强贯彻去年10月五部委发布的储能发展指导意见外，还特地提出“简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理”等三大具体落实要求。
6月4日
山西省人民政府官网发布：山西省在运容量为9MW/4.5MWh的3个电储能联合火电调频试点项目运行稳定，今年上半年研究确定的11个电储能项目进展顺利，下一步将根据装机占比增加情况，逐步增加试点项目。2017年，山西能监办出台政策，鼓励电储能参与我省调峰调频辅助服务，率先安排了山西京玉AGC储能辅助调频系统项目、山西同达电厂储能AGC调频项目和山西阳光AGC储能辅助调频系统项目等3家电储能试点项目，目前各项目开展良好，不仅改善了电厂调频供应质量，保障了山西电网的稳定运行，也获得良好的辅助服务补偿收益。
6月7日
湖北省委常委、襄阳市委书记李乐成调研追日美洋光储充项目，并对实现光伏+储能+充电桩+互联网的综合应用给予了肯定。
追日美洋光伏发电项目由襄阳市政府牵头，追日电气开发、建设，包含屋顶、车棚光伏发电及储能电站，涵盖分布式光伏发电、储能、新能源汽车充电等多个领域。其中车棚部分将光伏与充电相结合，集成储能系统，车棚顶部铺设先进的双玻组件，棚内安装交、直流充电桩，用于美洋公司生产的新车测试，亦可为停车场停放的新能源汽车提供充电服务，大大提升了光伏发电利用率，为企业节省了电费。项目对推动当地能源结构调整、实现绿色发展具有重要意义。
为什么是分布式+储能项目?
储能应用领域现主要包含电源侧、电网侧、用户侧、电力辅助服务和可再生能源并网等。就其原理而言，白天产出电大部分直接用于车间生产和电池充电，其余部分通过储能集装箱储存起来，在用电高峰时再返送回车间使用。就合理地利用了阳光和电网的峰谷特点，并缓解了企业用电压力，不但节约了生产成本，还产生绿色价值。投产后一方面可实现节能减排，还大幅度地减少了化石能源的消耗和浪费。
从实际数据看，储能让“削峰填谷”得以实现，节省用电成本不在话下。
目前，我国很多地区工业用电实行“峰谷电价”政策。就好比，江苏省在电价高峰期电价是1.0697元，而电价低谷仅为0.3139元，两者之间有0.7558元的差价。但大部分工业企业是24小时连续生产或者是白天进行生产，很难避开电价高峰，用电成本就总是居高不下。但储能技术的出现则解决了这个问题。而随着技术发展，电池成本的不断下降，企业想要实现电价“削峰填谷”便不再只是个梦想。
江苏省电力价格政策(大工业非优待类10kV)
图片来源：林洋新能源研究院
当前主流的储能技术主要是大型抽水蓄能电站和电储能。虽然各具优势，但按同等调节效果折算，电储能单位投资成本比抽水蓄能低了30%。而且优点更多，例如：1、投资成本低;2、施工周期短;3、布点灵活、占地小;4、调节速率快。
综上所述，脱离国家补贴，依赖自用电价收益是未来趋势。若引入储能系统后的光伏发电将可提升光伏自用率，进而提升用户收益。再随着成本下降，预计未来储能会再分布式光伏领域将引领主流。
2018储能市场前景如何?
据数据显示，目前全球储能市场规模高达140GW，其中97%以上是在发、输电环节的抽水蓄能;用户侧储能的全球市场规模不足1GW，中国用户侧市场更是微小，所以分布式光伏+储能的市场还是一座仍待开发的宝藏。
日前，中关村储能产业技术联盟发布了《储能产业研究白皮书2018》，根据《白皮书》数据，去年全球新增投运的91.41万千瓦电化学储能项目装机规模中，集中式可再生能源并网新增装机规模就达到33%;而截至2017年底，我国电化学储能累计装机规模达38.98万千瓦，去年共新增投运电化学储能装机12.1万千瓦，同比增长16%。新增规划和在建电化学储能项目装机达70.53万千瓦，预计短期内我国电化学储能装机规模还将保持高速增长。
放眼全球，美、英、澳等国也相继在储能上加大投资发展力度：
2017年，美国多州已通过设立储能采购目标并提出采购需求，运行了公用事业规模储能项目部署;
而英国储能市场更是呈现井喷式增长，电化学储能项目投运总规模已达2016年同期的10倍;
澳大利亚则由于户用储能占比较大，也带动了特斯拉等海外储能系统开发商在可再生能源场站布局与规划电网级储能项目的热潮。
另外约旦、沙特等中东国家也都落实了储能部署。
之前，澳大利亚悉尼地区某小型售电公司就曾在市政府的支持下进行“光伏+储能”供电试点。
该公司当时投入13万澳元，至2016年12月光伏总装机为30千瓦，储能容量为40千瓦时。全年发电41.5兆瓦时，自用25.0兆瓦时，余电16.5兆瓦时上网，还从电网购入11.4兆瓦时用以满足高峰时段的电力负荷。一年运行下来，该公司能在13年内回收投资，收益率达7.7%。如果考虑悉尼政府的5万澳元补贴，那么回报率更可至20%，完全可以5年内回收投资。
2虽然国内电储能起步较晚，但后起之力不可小觑。
以去年新增投运电化学储能装机规模排名前十的省份为例：因工商电价峰谷差较大的江苏省，已率先成为去年我国储能新增装机量最多省份。至今年初，江苏全省已建成35个用户侧储能项目，总功率为36MW，总容量达到252Mwh，且有望大幅翻番。除江苏省力信、中天、双登等储能供应商外，南都、科陆、欣旺达、国轩高科和亿纬锂能等外省企业也大举进入，现已成为各大储能系统、电池商必争之地。
3成功案例也不胜枚举
中天在2018年参与了镇江电网的配网侧调峰项目，由中天自主创新研发的“储能升压一体机”在该项目中得到应用。该项目是讲储能升压一体机是将变压器、高压柜等集成在一起，目的就是追求低成本和高效率。
5月31日，天能集团“锂电三期厂房屋顶分布式光伏发电及智能微网铅炭储能项目”也正式竣工且完成验收，现已顺利并网发电，各项指标都非常良好。
天能智能微网铅储能电站(左)
天能智能微网铅炭储能集装箱(右)
4国内储能市场有政府支持为依托
早在2017年三月，中国国家能源局下发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》公文，我国储能产业大幅度快速发展亮起了绿灯;得益于各地储能产业因地制宜的细化配套政策陆续出台，财政、金融、税收，还在用地、人才等各方面共同发力。“光储能”产业发展已开始进入了快车道。
2017年10月五部委联合下发的储能领域首个政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》中早已透露国家发展储能的决心：鼓励可再生能源场站合理配置储能系统，推动储能系统与可再生能源协调运行，研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制，支持多种储能促进可再生能源消纳。
不久前2018SNEC展会上，就有37家储能企业集体亮相。其中，还包括天合光能、华为、古瑞瓦特、林洋能源、科士达、比亚迪等在内的20多家大型光伏企业，它们在原有产业上，也不约而同地额外加大了储能投入，可见各家业已从中嗅到了春天的气息。
随着分布式光伏在全国市场的持续发展，储能通过垂直技术进行构建“源-网-荷-储”协调多能互补互动，市场空间定将向用户侧大规模扩张。新能源智库预测，当“分布式光伏+用户侧储能”的度电成本低于0.6元/度时，可以替代全国2/3地区的在7-22点高电价时段的电力供应，即对应大约3万亿度的市场容量。若按上述目标的50%来测算，“分布式光伏+用户侧储能”的潜在装机规模约1250GW(3750GWh)，其中用户侧储能的累计产值将达到惊人的5.6万亿元。
昱辉CEO李仙寿总做过一个量化测算，按综合电价只按0.575元/kWh(打完折以后的电价)计算，运维成本按照0.05元/W，只要系统造价降到4~4.5元/W的水平，收益率依然大部分高于8%，甚至有的达到了10%以上。这样来看难度并不大，很有可能在2019年的上半年就实现了。
所以，未来储能市场空间，将是光伏行业另一扇“光明之门”。
平价上网后光储市场会变得更大，如若把握住这一变化，国家补贴的问题将不再困扰光伏人，再加上政府对其大力度的政策支持，到那时，国内电站投资估计又要引发新一波高潮，现在还在为补贴无望哀嚎不已的光伏从业者们也早就重展笑颜。
以下引用新能源李歌的部分算法，以图表直观告诉你如何去补贴，让储能项目如何突围。
