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从应用领域来看，根据美国能源部统计，储能应用于可再生能源并网的项目数占比为39%，分布式发电及微网与辅助服务的项目数占比分别为18%和12%，如图1-19a所示。储能技术在各应用领域的项目数逐年增长趋势如图1-19b所示。自2010年后，储能在用户侧分布式能源领域的应用呈现快速增长的趋势。2016年储能项目在各应用领域新增装机中，用户侧领域占比最大，为43%，居于首位。
图1-19 全球已有示范工程的功能应用
a）储能在各应用领域中的项目数占比 b）储能在各应用领域中的项目数增长趋势
我国在储能应用层面来看，2018年以前主要集中在可再生能源并网、分布式发电及微网两个领域，主要技术类型是电化学储能。自2018年以来，电化学储能在电网侧应用快速推进，已建成和已招标的电网侧储能规模已达400MW，在电网侧储能的带动下，我国电化学储能项目突破GW/GWh级别。储能项目应用分类情况如图1-20所示。
上述这些储能应用领域可按电源侧、电网侧、用户侧分为3类18项应用场景（见图1-21），这些丰富的场景目前在国内外均有应用实践。下面从国内外两方面分述储能应用的场景和商业模式。
储能商业模式与政策支撑、电价体系、储能类型、初始投资、运营主体、补贴方式、运行维护和投资回收期成本等诸多因素密切相关。国外储能技术起步较早，电力市场化程度较高，体制机制较为完善，因此储能在国外的商业模式较为丰富和成熟。
图1-20 我国储能项目应用分类（2000～2013年）
图1-21 储能技术应用场景分类
电网侧配置储能参与系统辅助服务可提高电网运行灵活性，提升电网安全稳定运行水平。一是参与电网调峰：储能可以根据电网负荷特性，灵活进行充放电双向调节，具备2倍于自身装机容量的调峰能力。二是提供快速调频资源：储能具有充放电转换时间短、响应速度快的特点，可提供优于常规燃煤机组的一次调频、AGC（自动发电控制）等辅助服务，降低区域电网控制偏差，提升新能源高渗透率下的电网稳定性。目前电网侧储能参与辅助服务的商业模式在国外有丰富经验可以借鉴。
在用户侧典型储能方面，不同的国家和地区应用重点各不相同。从不同国家和地区的发展现状来看，美国加利福尼亚州拥有强有力的自发电激励计划（Self Generating Incentive Plan, SGIP）、补贴和税收政策、创新的商业模式以及强大的投融资市场的支持，商业和户用光储市场潜力大；德国拥有大量户用光伏，在出台储能补贴政策后，已有大量储能产品开始投放市场。
下面就国外电网侧及用户侧储能典型商业模式进行介绍。
（1）PJM电力市场
PJM是美国最大的区域供电商之一，自2012年起开始运营新调频市场，从此电储能系统开始参与辅助服务，并与常规电源竞争。现阶段PJM主要运营5大类辅助服务产品，市场化运营的辅助服务产品主要包含：调频服务、初级备用服务、黑启动服务3类，其中调频与初级备用服务采用集中式市场化交易，与电力市场联合优化运行。
参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天14:15之前向PJM提交投标信息，辅助服务市场在实时运行前一小时关闭，在此之前发电商修改投标信息，在此之后至实际运行前发电商可将机组状态设为不可用，退出市场竞争。PJM在小时前将调频市场和同步备用市场分3个步骤与实时电能联合优化，包括辅助服务优化程序（Ancillary Service Optimizer, ASO）、滚动安全约束的经济调度程序（Intermediate Security Constrained Economic Dispatch, IT SCED）、实时安全约束的经济调度程序（Real-time Security Constrained Economic Dispatch, RT SCED），以及节点价格计算程序（Locational Pricing Calculator, LPC）。实时运行过程中每5min将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次，联合出清的目标为电能和辅助服务购买总成本最小化。PJM将按照不同区域的具体情况统一安排无功补偿和黑启动辅助服务，使满足要求的供应者提供相应的服务，而没有自供应能力的服务需求者则向PJM统一购买。
（2）美国加利福尼亚州市场
近年来，加利福尼亚州电网光伏装机容量增长迅猛，受制于光伏发电特性，电网在特定时段需要大量快速调节资源以维持频率稳定。加利福尼亚州电网主要依靠燃气及水电机组进行调频，其余基本由外来电源成分进行调节。由于加利福尼亚州对外部调节资源依赖严重，随着新能源装机规模不断扩大，具备调节能力的燃气发电机组装机比例将进一步下降，系统对储能等快速调节的灵活性资源需求十分强烈。
2010年，加利福尼亚州立法机构通过了AB 2514法案。该法案要求加利福尼亚州最大的3家投资者拥有的电力公司（Investor Owned Utilities, IOU）在2014～2020年期间购买1325MW的储能系统，而这些储能系统必须在2024年以前部署完毕。除了要求IOU以外，AB 2514也要求公共电力公司（Publically Owned Utilities）设定适当的储能采购目标。储能技术自身的快速调节能力优势给电网调频带来了有益补充，使其成为填补调频容量缺口的首选方案，加利福尼亚州政府致力于将储能用作天然气发电的无碳替代品，以满足用电高峰和电网快速调节需求，并设置了高额的储能采购框架。近几年加利福尼亚州并网储能容量快速增长，截至2017年年底，加利福尼亚州的固定电池储能装机功率达30万kW（80万kWh），较2016年增长了一倍。
意大利国家电网公司Terna开展了大规模电池储能系统试验项目，以获取长期安全稳定运行电池储能系统的经验，完善电网级的电池储能系统在提高电力系统安全和提高可再生能源发电渗透率方面的集成技术，取得了满意的效果。监管环境方面，意大利电力监管政策允许Terna建设和运营用于电网安全运行、提高可再生能源渗透率和用于调度服务的发电设施，并且项目在列入电网规划并经过意大利经济发展部和监管机构批准后，相应的资本性支出可以进入RAB（受监管资产基础）享受相应的资产回报。
为提高电网可再生能源接纳能力，降低因电网原因造成的弃风、弃光电量，在意大利电网枢纽的中南部电网分3个地点规划安装了6套高储能能力的电池储能系统，规模为3.5万kW（23万kWh），系统采用的电池均为钠硫电池。项目承担多重调节任务，包括减少电网拥塞引起的弃风弃光电量、一次调频以及二次调频等。为更好地进行调节，Terna建设了动态天气评价系统结合超短期负荷预测（包括风电场和太阳能电场的超短期发电预测）和即时系统安全校核，对储能设备进行多模式自动运行控制：①在预测到电网安全的边界条件有可能产生拥塞，造成弃风弃光时，提前对电池储能系统进行预设，退出常规调频功能，进入降低电网拥塞，减少弃风弃光的运行模式；②由安全校核系统跟踪电网安全边界变化情况，拥塞消除或缓解到一定指标后，允许退出当前优化潮流运行模式，启动调频模式。
2016年12月，安全系统共预测到4次电网拥塞，电池系统4次介入，实现了降低电网拥塞，减少弃风弃光电量的效果。上述储能系统在2016年应用成效如下：一是降低当地电网拥塞，直接减少弃风弃光电量共计1770万kWh；二是提高了两条送电通道的输送限额，间接减少弃风弃光电量共计4900万kWh；三是储能系统参与了系统一、二次调频，承担了系统调度服务的功能，降低了电网公司采购调度服务的费用。
2001年启动的SGIP，是美国历史最长且最成功的分布式发电激励政策之一，自2011年起，储能纳入SGIP支持范围。SGIP由加利福尼亚州公共事业单位负责实施，每年为储能分配合计约8300万美元的补贴预算，一直持续到2019年。
目前，Tesla和SolarCity是美国分布式光储发电市场上最为活跃、最具代表性的企业，两者建立了良好的合作关系，很好地推动了分布式光储发电在美国市场的发展。两者共同实现的分布式光储发电商业模式主要有以下几个要点：
（1）锁定最具商机的商业和民用领域
根据SGIP数据库，商业和民用领域将成为Tesla储能最先大规模应用的领域，其中，民用领域项目数量最多，而商业领域总储能装机规模最大。同时，SolarCity选用Tesla的产品后，推出的服务产品也首先在商业和民用领域展开应用。SolarCity和Tesla选择这两个市场作为目标市场是有其市场原因的。目前对电力用户的电费账单影响最大的主要是分时电价和需量电价。根据Strategen的测算，在加利福尼亚州商业用户的账单管理中，通过储能系统节省的需量电费给用户带来的价值比通过节能带来的价值大14倍。而分时电价也推动着SolarCity的主要居民用户（一般是中产阶级，每月用电量较高）购买储能：一方面降低电费；另一方面提供紧急电力备用。
（2）通过B2C模式拓展家庭用户
美国的主要屋顶光伏开发商都开通了电商平台，SolarCity的光储产品也将通过此方式进入户用市场。用户通过网络即可实现登记需求、提交订单、选择产品、测算成本以及申请融资等功能。项目建成后，还可以通过网络平台远程监控系统状态。通过引入B2C模式，开发商提升了用户体验，抓住了屋顶资源和储能市场，并降低了营销和运营成本。
（3）为用户提供多种合同支付形式，促进分布式光储发电模式的应用
目前，针对包括储能系统在内的所有产品，SolarCity为用户提供多种合同支付形式，包括买断设备、光伏租赁和购电协议（PPA），以促进光储式系统的应用。买断设备的方式在市场中比较常见，主要是指用户可选择一次性买断设备，自发自用，自行维护。光伏租赁业务是SolarCity的独创业务，主要应用在SolarCity的居民项目中。该业务与美国净计量电价（Net Metering）政策紧密相连。净计量电价政策下采用净计量电能表，居民用户只需支付净额用电量的电费。用电量超过光伏发电量时，居民用户向电力公司购买相应电力；光伏发电量超过用电量时，居民用户则会得到一个基于零售价格的信用额度（可在下期使用）。在光伏租赁模式下，SolarCity与居民用户签订20年协议，为居民用户建设及维护屋顶光伏系统、提供发电服务；SolarCity对发电量做出保证，若未达到发电量，SolarCity需补偿。在使用SolarCity的光伏系统后，居民用户大幅节省电费，并从每月节省下来的电费中拿出一部分支付给SolarCity作为光伏租赁费（租率根据是否提交少量安装费而定）。使用光伏系统后的净额用电量电费加上光伏租赁费，还少于之前的电费。对居民用户来说，不仅能够使用绿色电力，且每月交纳的电费得到降低，故这种免去大笔初装费用又能（实质上）享受低价绿色电力的做法大受居民用户的欢迎。PPA业务主要应用于SolarCity的商业项目中，实质上也是通过提供低价绿色电力来吸引商业用户。
德国日益增加的可再生能源发电，以及能源体系的快速变革共同推动着储能时代的来临。目前，用户侧分布式储能已经呈现多种发展模式。
（1）SENEC.IES公司开展的“免费午餐”模式
SENEC.IES公司是一家德国能源供应公司，自2009年成立以来，在德国安装了超过6000个储能系统，成为光伏加储能领域的市场领导者之一。该公司的主要业务是销售电池，目前有2000个用户参与到他们的“Economic Grid”计划中，获取“免费的电力”。SENEC.IES公司对电池有主要的控制权，当电网“零电价”时控制电池从电网充电。用户主要通过最大化地自我消纳屋顶光伏所发的电力，以及使用SENEC.IES公司提供的“免费的电力”，实现更低的电费账单，进而获益。
（2）Fenecon/Ampard公司开展的虚拟电厂模式
Fenecon公司是比亚迪公司的德国经销商。Ampard公司是一家瑞士公司，主要开发和运营用于最大化自发自用并将储能聚集起来的智慧能源管理系统。两家公司合作，将Ampard公司的能源管理模块与Pro Hybrid储能系统集成起来，使其可以在用户侧被用作虚拟电厂。用户为了增加自发自用而购买储能系统，Ampard公司利用他们的能源管理系统（Ampard Energy Manager）将这些系统管理起来，为这些储能系统增加虚拟电厂的功能，提供一次调频控制备用等服务。Ampard公司负责控制和管理这些电池。在瑞士，Ampard公司控制的系统首次在2015年12月以虚拟电厂的形式提供了一次调频控制备用服务。目前，Ampard公司和瑞士BKW公共事业公司合作，连接了大约150个系统，用作虚拟电厂。2016年第2季度，德国也开始效仿该做法。Ampard公司没有与输电系统运营商（TSO）签订合同，而是利用中间人（第三方）来降低风险。Fenecon公司的能量库可以保证4年时间，每年提供给用户400欧元的收入，Fenecon公司声称每年还可能为用户提供400～500欧元的额外收益。
（3）MVV Strombank的商业模式
MVV Strombank是德国区域能源供应商MVV Engergie主导开发的一个研究项目，该项目正在寻找能够为商业和居民用户提供储能，为配电系统运营商（DSO）提供降低可再生能源自发电对电网产生影响的潜在方案。Strombank是为相邻的用户提供的社区储能系统。目前，该项目包括14个居民用户（装有光伏）和4个商业用户（装有热电联产），总共有16个光伏发电机组和3个热电联产机组与系统相连。Strombank的概念是指希望通过该项目帮助用户建立一个可以收支能源的“活期账户”。安装了光伏的个人用户和安装了热电联产的商业用户的需求和发电曲线被设计成互补的，以便于最大限度地利用电池。账户的限额是4kWh，但现在需要与用户的用电情况相匹配。Strombank在未来将呈现出来的一个优势是，这种系统规模的共享型电池的成本比在用户侧安装大量储能的成本要低很多。将电网运营商紧密地引入到这种共享型储能系统的运行中，能够使得系统具备帮助解决本地电网限制，同时获得更多服务收益的机会。
我国储能应用尚处在发展初期，加之相关政策标准正在制定完善，目前国内储能应用商业模式仍处在不断探索中。下面从电源侧、电网侧、用户侧和其他商业模式分述。
（1）电源侧
电源侧储能主要商业模式分为两种。一是业主投资运营模式。发电企业投资自建的储能项目由业主自主运营，目前多为新能源电站业主投资建设，辅助跟踪计划出力、平滑发电出力波动，其收益来源以弃电存储为主，减少考核费用为辅，如国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司共和、乌兰风电配套储能项目。二是合同能源管理模式。发电企业和储能企业双方以合同能源管理的模式进行利益分成。电厂提供场地以及储能接入服务，储能厂商负责投资、设计、建设、运维并通过改善发电单元运行指标分享收益。如山西京玉、阳光和同达三家火电厂分别接入了容量0.9万kW的储能系统联合参与调频辅助服务市场，调节速率可提高30%～50%，储能运营商与发电企业按照8:2的比例分享调频收益，预计约4.5年可收回投资成本。长远来看，调频市场容量有限，若未来发电企业普遍采取此种模式提高调频性能，市场收益将大幅下降。
（2）电网侧
我国电网侧储能目前尚处起步阶段，商业模式不成熟，仍处于探索阶段，主要有以下三种模式：一是电网企业辅业单位投资建设，主业单位租赁运营。如江苏镇江储能电站项目，由国网江苏省综合能源服务公司、许继集团、山东电工电气集团分别投资建设，其中，许继集团及山东电工电气集团投资建设部分由国网江苏省电力有限公司租赁运营，主要应用于提高电网灵活性、缓解局部电网尖峰时刻用电需求，租赁费用纳入国网江苏省电力有限公司经营成本，目前正积极争取核入输配电价。二是电网企业辅业单位投资建设，通过合同能源管理或“合同能源管理+购售电”模式运营。如江苏镇江储能电站项目中国网江苏省综合能源服务公司所投资建设部分，与国网江苏省电力有限公司签订合同能源管理服务，主要应用于辅助电网调峰及应急备用等服务，按照合同约定条款获益。河南电网储能项目由平高集团投资建设，主要应用于无功补偿、主变节能和线路降损等节能服务。平高集团与国网河南省电力公司签订合同能源管理服务，拟由具备资质的第三方对节能效益进行评估，对节能效益按比例进行分享，目前第三方评估机构还未明确。同时委托国网河南综合能源服务公司开展购售电业务及日常运行维护，经营效益归平高集团所有，平高集团按照委托合同支付运维费用。三是由独立运营机构投资建设，作为独立市场主体运营。如大连液流电池储能调峰电站，由大连热电集团与大连融科储能技术发展有限公司共同投资，拟通过参与调峰辅助服务市场获利，但因投资成本高，若仅通过参与市场化交易将难以实现成本回收，拟按照政府批示研究探索两部制电价模式，参照抽水蓄能模式运营，初步估算该电站容量电价将超过2000元/（kW·年），远高于抽水蓄能电站平均水平。目前大连液流电池储能调峰电站正在进行最后的电池单体调试和系统调试阶段，即将正式投入商业运行。
（3）用户侧
根据不同用户类型与用能需求，目前用户侧储能的商业模式主要有三类：第一类是实施削峰填谷、需求响应和需量管理。通过“谷充峰放”降低用电成本，通过响应电网调度、帮助改变或推移用电负荷获取收益，通过削减用电尖峰降低需量电费，此类模式是目前我国用户侧占比最大的商业化应用。以锂离子电池为例进行初步测算，电费峰谷价差大于0.7元/kWh的省区市，用户侧储能仅通过削峰填谷即可实现盈利，其中湖北内部收益率超过8%，北京、江苏内部收益率在5%～8%之间。第二类是开展光储一体应用。通过“昼存夜用”，增加光伏发电自用比例，降低弃光率，减少购电成本。第三类是应用于不间断电源（UPS）和通信基站备用电源。利用储能能量密度高、放电性能好、维护简单等优点，为用户提供不间断供电服务，或作为通信基站备用电源，保证关键负荷用电，提升供电可靠性，同时也可开展削峰填谷和参与需求响应。
（4）其他商业模式
除上述三类外，我国也在积极探索其他一些商业模式。正在开展前期规划的甘肃大规模储能项目由政府主导引入，由独立储能运营商上海仪电集团全资建设，无需增加政府和电网、电源企业投资。其设定的商业模式跨电源、电网、用户三侧，仅依靠现有政策条件和市场化机制运营，无需调整原有新能源电价和补贴政策。该项目共分为8个子项目，其中电源侧5个、电网侧2个、用户侧1个。电源侧和用户侧项目与上述模式一致。电网侧储能项目拟在新能源汇集变电站（分别为35kV和110kV）接入电网，作为购电方通过直接交易购买新能源弃电电量，同时作为售电方参与市场化交易或由电网企业收购（执行新能源上网电价），利用购售价差盈利，扮演了买电、卖电的双面市场角色。