目前，我国储能产业经过多年的积累发展，呈现出多元发展的良好态势：抽水蓄能电站投资建设加快，压缩空气储能、飞轮储能、锂离子电池、液流电池等储能研发应用加速，储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。
但是，我们对储能应用目前所处的阶段也要有清醒的认识。我国的储能技术，除了抽水蓄能，其余大都处在研发示范阶段。“人人都认可，就是不赚钱”依然是储能产业所面临的真实处境。
储能的应用场景和盈利模式有哪些?
2017年9月，国家发改委、财政部等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)，《意见》提出，“十三五”期间，要建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，探索一批可推广的商业模式，培育一批有竞争力的市场主体，最终实现储能由研发示范向商业化初期过渡。为了帮助我们认清储能的真正价值，梳理储能在电力系统中的应用场景及相应的盈利模式十分必要。
储能在发电侧的应用
（1）可再生能源电站的配套服务
在我国风电、光伏装机规模较大但同时弃风、弃光率也居高不下的“三北”地区，储能作为新能源发电的配套应用具有一定潜力。储能应用于这一领域的主要作用是平滑出力、跟踪计划出力。由于储能成本较高，即便考虑投资储能后能够减少弃风弃光电量，但其投资回报率仍然较低，电站方主动投资配套储能的动力不强。此场景下，储能收益来源于新能源电站减少弃电所带来的收入，对于早期投运并网、上网电价较高且存在弃电的部分新能源项目有一定吸引力。除此之外，如果未来我国辅助服务市场机制加大了可再生能源电站的考核力度，可再生能源电站配套储能的意愿将更强烈。
（2）调频辅助服务
调频是电力辅助服务的主要内容之一，储能系统可通过参与调频辅助服务，对电网起到支撑作用。目前，电力辅助服务领域具备实际操作价值的管理规定多为各区域能监局制定的《两个细则》。储能参与调频辅助服务，大多只能以与火电机组联合参与的形式进行，商业模式基本采用合同能源管理，由电厂和储能企业合作，电厂提供场地、储能接入以及储能参与调频市场的资格，由储能企业做投资、设计、建设、运营、维护，增量调频收益双方共享。华北电网的《两个细则》中，机组的调频性能对调频补偿收益具备放大效应，由于储能系统响应速度快、控制精度高、调节性能好，“火电机组+储能”联合调频在华北地区具备一定的经济效益。值得强调的是，储能参与调频的收益受政策波动影响较大，例如山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》(晋监能市场〔2017〕156号)的印发使得山西省成为储能设备厂商的必争之地，但随着2017年底山西省储能调频政策的变化，缩小了调频服务报价范围，致使储能的调频收益大大缩水。
（3）有偿调峰辅助服务
我国“三北”地区新能源消纳难，电源调峰能力不足是主要原因之一，储能系统参与电力有偿调峰辅助服务有助于弥补电源调峰能力不足的短板。
目前，甘肃省、新疆省、山东省均出台了电力辅助服务相关政策，且侧重于调峰辅助服务市场的建设。储能用户可以与火电、风电或光伏电站联合调峰，或作为独立市场主体为电力系统提供调峰服务。参与调峰的储能用户可在调峰辅助服务平台通过集中竞价进行辅助服务交易，调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、水电厂按政策要求进行分摊。另外，2018年1月，南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》指出，地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为 2MW/0.5 小时及以上的储能电站，根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时。该《细则(试行)》从身份上给予了储能电站和传统电厂同等的辅助服务市场地位，并明确了储能电站的补偿标准和考核约束条件，可以预见，《细则(试行)》的出台将大大提升南方电网区域内储能参与调峰辅助服务的经济性，进而推动储能商业化应用的进程。
在暂没有建立电力辅助服务市场的地区，由于辅助服务提供方的收益多仅来自于机组增发/少发带来的电量收益，调峰成本无法疏导，因此储能在这些地区参与辅助服务经济性不佳。
储能在用户侧的应用
（1）用户侧分布式能源应用
2017年10月31日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)，鼓励分布式电源“隔墙售电”、就近交易。由于目前试点对分布式电源考核不严，签订的电力交易合同仅为年(月)度电量交易合同，电力电量平衡由配网运营企业负责，因此分布式电源没有配套建设储能的动力。但是一旦交易规则改变，电网不负责兜底，且需要考核分布式发电的交易电量时，那么储能在分布式能源侧的价值将会显现。
（2）用户侧微电网应用
2017年7月，国家发改委、国家能源局印发了《推进并网型微电网建设试行办法》的通知(发改能源〔2017〕1339号)，《办法》的出台，解决了大家对微电网定义方面、以及微电网建设运行过程中存在的争议，理清了微电网发展思路，对并网型微电网发展具有划时代的里程碑意义，将大大促进微电网的建设投资。储能作为微电网必不可少的部分，可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电、维持微电网电力供需平衡、作为黑启动电源帮助微电网快速自愈，以显著提高微电网的自治性;同时，储能也能提供调峰等辅助服务、开展需求侧响应，以显著提高微电网的友好性;另外，在今后微电网必须全电量参与电力市场时，储能还可以减少微电网弃风弃光现象。储能在微电网中的作用至关重要，在微电网不同运行情况下需要担负起不同的使命，但是在目前政策条件下，此种场景中储能的经济价值还难以定量的衡量。
（3）用电负荷调峰
用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式，利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。由于储能在用户侧应用的政策存在缺失，通过峰谷价差套利，便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清、算的明”的商业模式，且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。对于此种场景，适合于峰谷电价差较高，至少达到0.75元/KWh以上，且用户负荷曲线较好，负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低，储能的投资回收期较长。
（4）用户节能效益
目前我国工业用户大多执行两部制电价，储能可以通过充放电调节用户用电曲线，合理地控制好用户每月最大需量，为企业降低需量电费。此种场景，储能调节用户用电曲线，其实质也是通过调峰的过程完成，因此在计算收益的时候，需要和用户侧调峰收益统筹考虑。
（5）用户需求响应
用户需求响应是指采取有效的激励措施，引导用户进行负荷管理，以使电力需求在不同时间段上得到合理分配，从而提高电力系统的使用效率和可靠性。从目前我国电力需求侧管理试点情况来看，一年当中，电力系统需要用户进行需求侧管理的时段较少，因此需求侧管理暂不能成为用户侧储能的主要商业模式。
储能的商业应用还要迈过哪些坎?
当前，制约储能大规模商业化应用的关键在于储能成本。打铁还要自身硬，储能也需提升自身基本功。电力系统对储能的能量密度要求较低，但是对其成本和寿命要求较高，因此需要储能产业从技术创新、产业规模化等多方面来降低储能成本，提升储能在电力系统中的适应性，力促储能应用盈利拐点的尽早出现。
技术成本不断突破，政策也要跟得上。目前我国储能扶持政策各地不同且不成体系，储能获取回报的机制和结算方式尚不健全，导致储能价值难以充分衡量，经济账道不清算不明。对于储能发展，不仅要“扶上马”，更要“送一程”，目前通过出台补贴政策推动储能产业发展的可行性不大，因此系统的、顶层的储能扶持政策设计，对储能产业则显得尤为重要。新一轮电力体制改革为储能发展提供了良好的土壤，只有以市场主导、改革助推的原则，通过市场化的结构设计，推动储能形成相应的商业模式，保证投资的合理回报，才能从根本为储能商业化应用保驾护航。
