2019年，随着更多储能项目的落地，储能产业将从示范应用步入商业化初期的重要阶段。与此同时，新模式、新市场将有望被深入挖掘。储能的春天已经到来！
现阶段，储能的盈利模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费等，2019年，除了这两种盈利模式外，包括分布式储能、集中式可再生能源储能和电网侧储能等新的盈利模式也将逐步成熟。
分布式储能的发展，主要基于分布式可再生能源，特别是分布式光伏的快速发展。
中国光伏行业协会在2019年年初发布数据称，分布式光伏的发展在2017年开始发力，2018年，全年装机约20吉瓦，已与地面电站装机量平分秋色。由于分布式可再生能源的间歇性、波动性比较大，如果缺少储能，将会影响分布式系统的稳定性、可靠性，从而对储能提出硬性的需求。
第二种模式，是集中式可再生能源储能有望继续增加。
随着可再生能源大规模接入电网，局部地区产生大量的弃风、弃光问题，主要原因是可再生能源的间歇性、不稳定性，也就是不可调度性。通过储能技术手段可以把不可调度的“垃圾电”变为可调度的“优质电”。而且，储能在增加可再生能源上网电量上有放大效应或杠杆效应，据测算，1兆瓦的储能可以提高2~3个兆瓦甚至更多的可再生能源上网电量。
第三个是电网侧储能，这种模式在2018年已经快速发展起来，2019年有望进一步拓展。
在这种模式里，通过电网侧储能可以实现削峰填谷，实现电能在时间、空间和强度上更加和负荷匹配，从而降低电力系统投资，增强电网对可再生能源的消纳能力，提高电网的安全性、经济性和效率。电网侧储能项目的开发主要是电网公司或公共事业公司，通过采购储能项目解决方案或者服务的形式来实现。
2019年，储能成本有望继续下降。
下降基于两方面的原因：一是储能技术本身的发展，技术创新将继续促进储能系统性能、成熟度、规模的提高，将进一步降低储能成本；二是储能产业的发展，使储能产品生产过程的标准化、智能化和规模化进一步提高，特别是产业发展的规模效应，将显著降低储能产品的成本。
其次，从全球储能应用热点来看，用户侧储能系统参与需求响应和为电网提供辅助服务这两方面，是储能增加收益来源以及催生多元化商业模式的重要渠道之一。
2017年，我国政策上已经赋予了第三方利用储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务的权利，相关运营机制和补偿价格也正在酝酿和试行中，未来，用户侧储能的商业模式有望与电网侧逐步融合。
而对于2018年诸多城市都在打造的储能产业集群，2019年也将继续发展，且发展速度有加快的趋势。
其中，两种类型的产业集群将可能有更好的发展，一是掌握核心关键技术，实现自主技术与产业协同发展的产业集群；二是产业基础好，配套基础设施和产业链完整的产业集群。
但储能产业集群将是机遇和挑战并存。
机遇主要包括三方面。一是能源革命的发展需求，特别是可再生能源的大规模发展，对储能的巨大需求；二是国家电力体制和电力市场改革带来的政策红利；三是储能技术与产业的前期积累，已具备快速发展的基础，已接近行业爆发的临界点。
面临的挑战也来自多方面，一是储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现，储能的价格补偿机制尚未完全建立，储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制的建立仍需一定时间；二是储能技术本身仍需提高，特别是掌握自主知识产权和核心关键技术方面，有的储能关键技术或部件还不掌握。三是储能产品的成本和安全性等方面，仍需继续改善。
未来一年，储能海外市场也将继续快速发展。一是像美国、日本、韩国、澳大利亚等成熟海外市场将继续平稳发展；二是英国、爱尔兰、印度等新兴市场，储能有可能有大的增长。中国储能领先企业在国际市场上已具备很强的竞争力，将在未来海外市场继续担当重要角色。
