储能系统是我国新型电力系统的重要组成部分。从整个电力系统角度看，储能产业的应用场景可以分为发电侧（电源侧）、输配电侧（电网侧）、用电侧（用户侧）储能三大场景。本文主要从储能产业的应用场景着手，对其应用服务、盈利模式与未来发展等做一个分析。

发电侧储能又称为电源侧储能、供电侧储能，是指在发电过程中将多余的电能储存起来，以便在需要时释放出来供电使用的技术，主要建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各类发电厂用于促进电力系统安全平稳运行的配套设施。发电侧储能的主要目的是增强电力系统调峰备用容量，解决光伏、风电等可再生能源并网问题。常见的发电侧储能技术包括但不限于蓄电池储能、水泵储能、压缩空气储能、热储能、动力电池储能等。

近两年，国家多项政策均提出大力发展发电侧储能，新能源并网成为发电侧储能主要应用场景，2021年以来已有20多个省份发布新能源配储政策，明确新能源配置储能比例在5-30%之间、储能时长1-4小时不等。浙江、青海、四川、重庆等省份发布了新能源配储补贴政策，补贴方式主要包括放电补贴、容量补贴、投资补贴。安徽、贵州、河南等省份发布了新能源配储参与辅助服务市场的政策，交易品种主要包括调峰、调频、备用等。

从盈利模式来看，新能源配储主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更高收益。尽管市场发展势头良好，但是发电侧储能的利用率较低，短期内难以实现规模化的经济性。根据中国电力企业联合会的调研，为新能源配置的储能项目，等效利用系数仅为6.1%，在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。有限的盈利空间叠加初始投资成本的增加，为发电侧储能企业带来较大压力。

电网侧储能通常是指在电力系统中将电能从电网侧储存起来以供后续使用的一种技术，主要用于调峰、调频、缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级等，帮助电力系统实现平衡和稳定运行。常见的电网侧储能技术包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能、超级电容器等。这些技术可根据电力系统的需求和特点选择合适的储能方案，以实现电网的可靠性、灵活性和可持续性。

在盈利模式方面，目前电网侧储能不能纳入输配电价体系，电网侧储能的主要盈利来源于调峰、调频等辅助服务的补偿。电力辅助服务补偿可分为固定补偿和市场化补偿，固定补偿通常参考各个地区制定的调峰调频补充标准；市场化补偿则按照各地电力辅助市场运营机制，通过双边协商、公开招标、集中竞价等方式形成最终交易价格。由于电网侧储能市场主要由电网公司和传统大型发电企业主导，买方拥有极高的议价权，储能企业话语权较小。

目前我国发电侧和电网侧储能经济性不显著，在单一侧建立储能电站成本较高且收益渠道单一，企业投资建设储能电站的积极性不高；用户侧储能受区域电价机制制约，仅在部分地区具备经济性。随着我国电力市场化改革的稳步推进，储能应用市场必将持续扩大，各地区需要探索新型储能商业模式，包括共享储能、云储能、储能聚合等商业模式。

共享储能是指由独立的第三方投资、建设、运营的储能电站，可以为多个电力市场参与方提供储能服务，实现储能的多元化利用和共享。如为新能源电站提供消纳、平滑、调频等服务，为用电企业提供削峰填谷、需求响应等服务，为电网提供备用、黑启动、电压支撑等服务，实现储能的“一站多用”和多方共赢。截止2022年底，已有10多个省份出台了有关共享储能的政策，共享储能模式在全国得到广泛推广。

云储能是一种将储能系统、流动储能系统以及市政基础设施连接到云端的技术，可以支持城市智能化电网建设，将储能技术和能源储存系统与城市电网系统连接，实现电力的实时监测、故障检测和诊断以及电力调度等功能。云储能技术可以改善能源利用的灵活性，当需要使用市场上的电力时，可以从储能系统中储存的能量中产生电力，也可以使用流动储能系统进行调控，从而减少能源的损耗，节约能源成本。

储能聚合利用储能EMS和云平台技术，通过对接上游电力平台、下游电站资源，可以快速聚合储能资源，集中优势参与到电力服务市场，为客户提供便利的收益和结算功能。储能聚合可以基于家用储能、企业储能电站、新能源车充电场站等基础上开展，形成与源网荷储高度融合的区域“虚拟电厂”。典型案例如时代大业在杭州滨江区建设的储能聚合充电场站项目，以新能源汽车充电场站为基础，在现有场地资源结构中增配1000KWh-1500KWh储能设施，增加与增强市场化用户自身调节能力，形成用户侧分布式储能群。