目前用戶側儲能最廣泛應用的一種商業模式，這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現套利和電費管理。江蘇、北京、廣東成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經濟發達，工商業園區多，用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，擁有較大的套利空間。此外在“投資+運營”等模式下，這些已經做成的項目也多由儲能企業自己持有，使用儲能裝置的企業只需付出服務費用而不必承擔風險。

而在可再生能源并網領域，儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經開展利用老電站比較高的上網電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但投入成本壓力下，回收期較長。此外，在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質量以及環境效益等補償機制還有待建立。

輔助服務收益目前比較理想，投資期基本上在5年以內。在山西省優惠的政策下，火電聯合調頻項目在這里落地較多。科陸電子最大的調頻項目回收期不到三年，實際投資不到3000萬，每天收入平均在8、9萬元。調頻市場空間可觀，按2020年燃煤機組11億千瓦，儲能聯營提供調頻服務市場規模按0.1%保守測算，可達到1.1GW;印度中央電力監管委員會(CERC)正在制定引進輔助服務市場的政策框架，要求2-3%的發電容量用于調頻，印度的總裝機量已經超過210GW，帶來4-5GW的調頻市場潛力，以此測算，我國1500GW總裝機對應調頻市場最高可達36GW。

一、當前電化學儲能盈利模式分析

二、分布式光伏增長強勁，國外光儲用戶側已實現平價

國內分布式市場爆發。從政策上來看，分布式光伏市場是側重點。國家能源局2016年底發布了《太陽能發展“十三五”規劃》，規劃中明確指出到2020年光伏發電裝機容量達到105GW以上，其中分布式光伏60GW以上。

從今年的裝機分布來看，前三季度新增42GW中，其中分布式裝機15GW，同比增長了300%。分布式占比也從10%擴大到37.5%，分布式市場規模快速擴大，電站建設的地區也從原來西北部快速遷移到中東部。

分布式與儲能互為推動力。分布式光伏存在的重要問題在于并網的不穩定性，除了可以存儲電能外，儲能還可以調節分布式光伏并網時的功率波動，增強光伏發電的穩定性。儲能的發展將為分布式光伏的提供更好的發展環境。

加了儲能的光伏系統，自發自用率更高。“自發自用，余電上網”并網模式的收益計算涉及到三個部分：國家補貼、節省的電費和上網收益。而用電的電費是要比上網收益(賣給電網的電費)要高的，因此自用電越多，收益就越高。

目前用戶的光伏系統的自發自用部分都相對較低，有的還不到30%，而光伏+儲能的結合會大大提高自發自用比率，從而提高用戶的收益。對比光伏系統與光伏+儲能系統的收益情況，以常見的10KW戶用系統為例，平均每天發電40度，假設用戶白天自用電為10度，其余30度買給電網，(自用率10/40=25%)加裝儲能設備后，10度自用，20度電存入蓄電池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以廣東地區電價為例，自用電價0.65元，上網電價0.35元。

可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100塊錢，自用比率更高，收益還會更多。

當前，伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經實現光儲在用戶側的平價上網，以德國為例，在戶用儲能方面，2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統，到2017年其戶用儲能系統安裝量為52000套，預計短期內，在大幅降低的儲能系統成本、逐年下降的分布式光伏上網電價、高額零售電價、高比例可再生能源發電、德國復興銀行戶用儲能補貼等因素推動下，戶用儲能市場容量將持續攀升。隨著我國戶用光伏市場的爆發及電價改革的推進，國內戶用儲能將緊隨其后。