根據(jù)IEA統(tǒng)計分析，2012年全球儲能裝機總量128GW中抽水儲能占比為99%。抽水蓄能是典型的發(fā)電端儲能技術(shù)，這反映了電力供應(yīng)格局的現(xiàn)狀。風能和太陽能發(fā)電的比重上升，正在帶來分布式發(fā)電的革命，也帶來了分布式的儲能需求。

最早啟動的是離網(wǎng)儲能應(yīng)用。在電價市場化的國家，部分居民的地理位置偏遠，而導(dǎo)致電價高企，這類離網(wǎng)的儲能需求可以在更高的價格下啟動，比如在德國市場，700歐元/kwh的儲能系統(tǒng)也有市場需求。E3DC是德國鋰離子家庭儲能系統(tǒng)的領(lǐng)導(dǎo)廠商，市場占有率自稱為80%，主要產(chǎn)品是太陽能發(fā)電及儲能系統(tǒng)，其S10配置的電池容量13.8kwh，而太陽能發(fā)電功率為12KW，其累計出貨已超過1000套。

太陽能發(fā)電成本低于居民電價后，分布式發(fā)電最好的出路是自用，如果儲能成本足夠低，則用戶有動力通過儲能系統(tǒng)把太陽能發(fā)電得到的電力用于高峰電價時段。居民電價高的國家更容易啟動這個市場，這些國家多集中在歐洲。以德國為例，估計其分布式太陽能發(fā)電成本在0.13歐元，居民電價在0.26歐元，則儲能成本在0.13歐元左右時，這類儲能需求將興起，考慮到德國正在執(zhí)行的30%的儲能補貼政策，實際成本在0.18歐元/度時就可以啟動，考慮到中間渠道產(chǎn)生的加價(30-50%)，我們估計2016年德國市場這類需求就將大范圍啟動。

靠天發(fā)電的特性決定了這2種新能源發(fā)電技術(shù)的輸出電力都是不穩(wěn)定的，需要通過儲能系統(tǒng)實現(xiàn)負荷平衡，至少是負荷平滑，這通常需要的儲能系統(tǒng)需要按照10%-30%的小時發(fā)電量配置，而即便按照10%每小時發(fā)電量配套儲能裝置，根據(jù)2014年預(yù)計的風光發(fā)電出貨量來看，潛在的全球配套儲能系統(tǒng)需求保守估計在8GWH/年。但是，實際上由于儲能單元成本居高不下，儲能系統(tǒng)的滲透率非常低。這一需求的啟動，取決于電網(wǎng)的上網(wǎng)政策規(guī)定。

長遠來看，峰谷用電調(diào)峰需求巨大。以負荷差異來看，我們估計潛在的調(diào)峰市場在7.5%的總裝機量(國內(nèi)峰谷負荷差為30-40%)。根據(jù)2013年全國電網(wǎng)發(fā)電裝機容量為1250GW，日均發(fā)電量14657GWH，電網(wǎng)調(diào)峰儲能需求在94GW，或1100GWH。這個市場中，抽水蓄能目前是主力。2013年中國的抽水蓄能電站投產(chǎn)容量21.5GW(儲能功率在總裝機容量的占比為1.72%)，在建14.2GW。新型儲能技術(shù)要進入這個領(lǐng)域，至少需要將度電儲能成本降低到峰谷電價差的水平，國內(nèi)平均在0.60元/度。

以磷酸鐵鋰技術(shù)為例，要達到0.6元/度的成本，則儲能系統(tǒng)成本投資為900元/KWH，而目前的廠商出貨成本在3000元/KWH，仍需要有巨大的下降幅度(或者商業(yè)模式創(chuàng)新)。磷酸鐵鋰是否有潛力下降到900元/KWH，目前看不清楚，這是一項有極具挑戰(zhàn)性的指標。

業(yè)界在討論的另一個變通方式，是用電動汽車淘汰下來的電池做儲能單元，則成本可能大幅度下降，國際上已經(jīng)有這種項目在試驗運行。但是，這種應(yīng)用模式需要電池技術(shù)的電動車大成，并有大量電池進入淘汰階段。如果，電池電動車成為主流，其退役電池應(yīng)該能夠大規(guī)模滿足儲能的需要。

電動車和儲能應(yīng)用還存在直接融合使用的可能，融合將使儲能系統(tǒng)成本更快速地回收，加快這2個應(yīng)用的啟動時點。如果假定電動車已經(jīng)在使用，則，當磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)成本在1.5元/wh時，邊際儲能成本為0.6元/度，這個條件遠低于獨立應(yīng)用模式下要求的0.9元/wh。以磷酸鐵鋰電池的價格來看，2015這個模式就具備啟動條件，但是，前提是家用電動車市場的啟動。

目前看來，磷酸鐵鋰最有希望在分布式儲能中被廣泛應(yīng)用，最主要的原因是磷酸鐵鋰的循環(huán)壽命在鋰電池技術(shù)當中是較高的。鉛酸電池目前的性價比也不錯，但是長期來看其成本潛力有限，壽命仍有差距(改良后的鉛酸壽命可以達到2000次左右，與磷酸鐵鋰4000次也有差距)，并面臨一些國家的環(huán)保限制。