储能是能源革命的关键支撑点。据CNESA统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。抽蓄电站禀赋限制明显，当前，太平洋证券更看好产业链更完备、成本下降较快且商业模式多元的电化学储能。

太平洋证券指出，2000～2017年全球电化学储能的累计投运规模为2.6GW，容量为4.1GWh，年增长率分别为30%和52%，全年已有超过130个项目投运，储能呈现全球化应用趋势。国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。

市场化电价机制的确立，将给储能的发展带来真正的飞跃。太平洋证券认为，能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价的逐渐上涨(交叉补贴的逐渐取消)与峰谷电价加强、两部制电价的实施、市场化的电能交易等。

2017年11月，国家能源据发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，提出了按需扩大电力辅助服务的提供主体，电储能优势明显，独立市场主体地位已确立。从山西投运机组来看，辅助服务收益较理想，投资期基本上在5年以内。调频市场空间可观，按2020年燃煤机组11亿千瓦，储能联营提供调频服务市场规模按0.1%保守测算，可达到1.1GW;而对比印度，我国1500GW总装机对应调频市场最高可达36GW。

“储能+”应用领域已打开。“光伏+储能”的结合将提高自发自用比率，提高用户的收益。伴随着储能的成本逐步下降，已有其他国家已经实现光储在用户侧的平价上网。在电动汽车突飞猛进的前提下，据中汽研预测，到2020年，中国电动汽车动力电池累计报废量将达到17万吨，动力电池的梯次利用渐成热点，随着技术的提高与政策的指引，有望进一步打开储能的应用空间。

随着储能技术进步与成本下降，“储能+”应用领域打开，储能商业化有望提前进入爆发期。