近一年来，国家到地方各层面密集出台一系列储能利好政策。国内大规模储能项目陆续启动，储能技术进步迅猛。与此同时，调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是中国电化学储能当前最主要的收益渠道，储能产业呈现蒸蒸日上的良好局面。
据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.93吉瓦，同比增长29%。其中，抽水蓄能新增规模居首，为8.05吉瓦；电化学储能紧随其后，投运规模达1.87吉瓦/3.49吉瓦时，规划在建规模超过20吉瓦。新能源配置储能以及独立储能是新增装机的主要支撑。
随着新型电力系统的构建，新能源装机规模一直增长，新能源消纳压力随之增大，大规模储能电站建设可有效缓解新能源消纳并网难题、平抑新能源出力波动，百兆瓦级别的储能电站开发正在加速。
2021年以来，储能政策频频发布。国家层面明确“十四五”及中长期新型储能发展目标与重点任务，为储能在“十四五”时期的发展明确了方向。
2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。22日，《“十四五”现代能源体系规划》发布，明确到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右；抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。
根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，中国抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；根据《关于加快推进新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国抽水蓄能以外的新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。这在国家层面首次明确了新型储能的装机目标。
在国家层面出台政策的同时，各地也根据当地能源禀赋制定相关目标。青海省提出到2025年建成并网新型储能规模达到600万千瓦以上，内蒙古的目标是500万千瓦，山东的目标是450万千瓦，三省目标占到全国目标的一半。部分省份虽未明确储能具体装机规模，但也基本按照新能源装机比例10%～20%、连续储能时长2小时之后进行配置。
在电价政策方面，《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》首次明确要建立新型储能价格机制，《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。当前，针对抽水蓄能国家已经出台了容量电价机制，但发展空间更大的新型储能却无法同等享受容量电价政策，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。
《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一。《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》首次在国家层面明确自建/购买调峰储能的比例，要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时之后）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网；超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。在一系列利好政策推动下，新能源+储能项目快速在全国范围内铺开，
2021年12月21日，国家能源局正式对外发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理，并且鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。新版“两个细则”，明确了储能的市场主体地位，推出“新的交易品种”、完善成本分担机制、建立竞争性的市场行情报价机制，为储能开拓了市场获益空间。
在中国，调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是电化学储能当前最主要的收益渠道，调峰市场属于电力辅助服务市场的一部分。目前，中国已有20余省份启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。储能参与调峰辅助服务大多分布在在东北、山东等省区，参与调频辅助服务大多分布在在浙江、江苏、山西、蒙西、宁夏等省区。
峰谷电价差套利是用户侧储能最重要的商业模式，目前大多分布在在广东、浙江、江苏等省，浙江是实打实的两充两放，方便投资者更好计算收益。如果后续各省按相应政策拉大峰谷电价差，用户侧储能有可能是在更多地区具备经济性。目前共有19省区的最大峰谷电价差超过0.7元/千瓦时，与2021年12月的电价相比，有14省电价差异呈增大趋势。
储能有哪些主要方式，商业模式如何，有哪些使用场景？下文对以上问题进行了回答，文章解读了储能的三大商业模式及14个应用案例。
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储能即是将电能转化为别的形式的能量储存起来。储能的基本方法是先将电力转化为别的形式的能量存放在储能装置中，并在需要时释放;根据能量转化的特点可以将电能转化为动能、势能和化学能等。
储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行，具体应用场景包括：
应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域，提高电网运行的稳定性和可靠性;
应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 的现象;
应用于新能源汽车充电站，降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击，还能够轻松的享受波峰波谷的电价差。
根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式：
物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。
电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，最重要的包含锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中主要的储能方式。
其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本比较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。
储能主要使用在于电网输配与辅助服务、可再次生产的能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。
在电网输配和辅助服务方面，储能技术最大的作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级。
在可再次生产的能源并网方面，储能大多数都用在平滑可再次生产的能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能大多数都用在稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性。
储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方不一样。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。
电网辅助服务大多分布在在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。据国家能源局统计，2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。
从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为 0.61%、1.82%和 3.17%；华中区域占比最低，为0.23%。
调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%。
调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%；备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%。
用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。
2018 年火电辅助服务产生补偿费用 210.95 亿元，占比高达 80.55%；
风电、水电在 2018 年分别产生补偿费用 23.72 亿元、20.94 亿元，费用占比依次为 9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为 2.4%。
储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能大多分布在在华北、西北、东北地区，太阳能大多分布在在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。
据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018 年弃风弃光量合计超过 300 亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再次生产的能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。
风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响， 锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，来提升并网风电系统的电能质量和稳定性。
储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。
峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产所带来的成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。
储能用于峰谷电价套利,用户都能够在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此能够更好的降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。
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