中短期还看用户侧放量
未来或看智能电网
现阶段，用户侧己经做到了光储平价。
天风证券研究所分析称，在用户侧，储能成本约增加0.15元/kWh的成本，光储结合之后的度电成本要比平均工商电价最高的北京低（0.82元/kWh），初步实现经济性。其次，用户侧5G+储能的发展速度激增。工信部数据显示，截至2020年6月底，5G基站建设累计数量已经达到41万个，所对应的储能电池需求也在加快增长。
以往，用户侧光储以集中式光伏并网配套储能为主。根据行业统计数据，截至2019年9月底，集中式光伏发电装机占比为69.14%。一位券商研究员告诉记者，由于疫情以来电力需求下降、弃光限电现象层出不穷，未来用户侧反而会以分布式光伏+储能为主。
分布式光储在海外应用较为活跃，除了具有较高的终端用户电价、合理的峰谷电价差等有利于储能应用的电价制度外，还出台了补贴或激励政策，支持本地光储混合系统或独立户用储能系统的发展。
随着我国大力推动新基建的建设，通信系统、商业园区、工业厂房、社区住宅等场景对稳定供电的需求增大，分布式储能正在成为新的产业风口。
一方面，能够提升能源稳定度。另一方面，可以改变能源空间格局，例如解决供给错配不均的问题。但不论是借鉴海外先进经验，还是迎合本土的需求，分布式光伏+储能都是未来发展的必然方向。
此外，目前数据中心也已大量建设。2010-2019年，中国数据中心市场增长了19倍，年增长率平均在35%以上。在2019年数据中心市场中，互联网数据中心占比70%，企业级数据中心占比30%，市场规模达到2700亿元，数据中心+储能需求放量指日可待。
相比于用户侧储能，发电侧储能的表现稍显力不从心。
在成本方面，光伏发电与煤电等传统能源相比有明显劣势。据相关数据，2019年国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE分别为0.447、0.389元/KWh，而煤电度电成本则在0.230元/KWh-0.271元/KWh之间的水平，单价明显低于光伏发电。
同时，发电企业“标配储能”成政策约束。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置。2019年，新疆、山东等省（区）也陆续出台了类似政策。这说明在光伏补贴退坡的趋势下，配套储能的成本也要由新能源开发企业承担，这对于发电企业来说无疑是雪上加霜，配置储能“进退两难”。
而在输配电侧，储能目前主要依赖电网公司的投资进度，智能电网（微电网、虚拟发电厂）在未来有望成为潜在成长方向。
业内普遍认为，电网投资的“三驾马车”分别为特高压、充电桩和数字新基建。4月14日，国家电网启动新一轮充电桩项目，计划今年安排充电桩建设投资27亿元，新增充电桩7.8万个，新增规模约为去年的10倍。7月21日，国家电网在召开会议称，今年的固定资产投资将调增到4600亿元，整体规模将达到1.4万亿元。