储能技术可实现发用电时间解耦，打破电力实时供需平衡约束，使电能更趋同于一般商品，拓展电力交易的自由度和灵活度，是能源物联网的重要支撑。在各类储能技术中，电化学储能安装灵活、地理条件约束小、成本下降速度快，在全球范围已进入商业化推广阶段。

　　在澳大利亚，光伏储能平准化发电成本已开始能够与燃气调峰机组竞争；美国西南部光伏储能项目的可调度发电平准化成本在2022年达到50美元/兆瓦时，届时低于天然气联合循环发电成本；加州公共事业委员会（CPUC）也于2018年1月批准公共事业公司太平洋天然气和电气（PG&E）建设567.5兆瓦/2.27吉瓦时储能，替代现有三个燃气调峰电站。我国2018年新增电化学储能应用装机规模近700兆瓦，位居世界前三，储能也已广泛应用于电力系统调频、需求侧电价管理、可再生能源消纳等场合。

　　储能商业化应用现状

　　目前我国储能技术应用主要围绕可再生能源消纳、联合火电参与调频辅助服务以及用户侧电费管理等。此外，通信基站、数据中心、多站合一、光储（充）、微电网、综合能源服务以及电力现货市场等领域也有一定储能需求。

　　可再生能源消纳

　　由于发电装机的快速增加，我国出现了较为明显的可再生能源弃电的问题。以弃风为例，2016年全国平均弃风率高达17%，甘肃、新疆、吉林三省弃风率甚至超过30%。较高的弃电率为电化学储能在可再生能源消纳领域的应用营造了商业运营条件。从地域分布来看，新疆、青海、河北是我国集中式可再生能源并网领域规划建设储能项目最集中的地区，单个项目的规划设计规模大幅增加，多能互补集成优化示范工程和可再生能源综合应用基地等成为该领域储能项目规划建设的主要形式。从项目的商业模式来看，在可再生能源并网领域储能主要有两种商业模式：一是新能源发电场站业主投资运营模式，其收益来源以弃电存储为主，减少考核费用为辅。二是合同能源管理模式，即新能源场站业主和储能企业双方以合同能源管理的模式进行利益分成。

　　以早期集中式光伏电站加装储能为例，若锂电池储能电站装机10兆瓦/20兆瓦时，电池单价1100元/千瓦时，光伏上网电价为0.9元/千瓦时，光伏弃电率为8%，则储能项目动态投资回收期为9年，内部收益率为10%。然而可再生能源发电侧储能的经济性水平依赖电价政策和弃电率，随着可再生能源技术不断成熟和电力系统消纳能力的提升，针对可再生能源消纳的储能模式正面临电价下降和弃电空间缩小的双重压力，未来商业运营可持续性存在较大不确定性。

　　调频辅助服务

　　目前国内电化学储能联合火电参与调频辅助服务的商业模式已经成熟。储能联合调频项目主要集中在山西省、广东省和内蒙古自治区，其中山西省出台的《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》是全国首个单独针对电储能参与辅助服务的项目管理规则，为储能与火电联合调频提供了政策保障。从项目的商业模式来看，联合调频主要采用合同能源管理模式，通过储能项目与火电机组绑定联合调频参与辅助服务交易，双方在约定的分享期内按一定比例对补偿费用进行分成。调频辅助服务是典型的功率型应用场景，锂电池响应速度快、调节精度高，在调频辅助服务领域具有明显的竞争优势。以9兆瓦/4.5兆瓦时储能+火电联合调频项目为例，若储能系统成本为2000元，循环寿命6000次，按照华北地区联合调频项目综合性能参数（Kp）4.5，调频补偿价格为5元/兆瓦计算，则动态投资回收期为3年（考虑火电厂30%收益分成），内部收益率达到26%，是目前经济性最好的储能应用模式。

　　虽然补偿价格较高，但调频辅助服务市场空间较小，大量灵活性资源短期内涌入调频市场或快速拉低调频价格。以山西为例，引入辅助服务竞价机制后电储能参与调频的价格降幅超过50%。该现象在国外部分地区也屡有发生。例如在澳大利亚，由于电化学储能电站参与竞价，2019年第一季度辅助服务成本相比2018年第四季度下降33%；无独有偶，德国2018年电化学储能参与一次调频每兆瓦时年收入约11万欧元，相比2017年下降40%；英国调频响应（FFR）价格从2016～2017年度的18英镑/兆瓦时下降到2018～2019年度的不足10英镑/兆瓦时。可见，有限的市场空间不但可以降低储能单位服务的价值水平，也将加剧市场价格的波动和不确定性。

　　用户电费管理

　　用户侧电费管理是电化学储能最为典型的应用模式。用户侧储能从项目的商业模式来看，主要包括三类：第一类是针对传统负荷，实施削峰填谷、需求响应和需量电费管理等。削峰填谷适用于高峰时段用电量大的用户，是目前最为普遍的商业化应用，通过“谷充峰放”降低用电成本；需求响应通过响应电网调度、帮助改变或推移用电负荷获取收益；需量管理通过削减用电尖峰，降低需量电费。以1兆瓦/2兆瓦时储能项目为例，若锂电池单价1100元/千瓦时，循环寿命6000次，按照峰、谷、平单价分别为1.13、0.70和0.25元/千瓦时、需量电费42元/千瓦，电池以平均每天2次充放电循环套利（1次峰谷差、1次峰平差）计算，则项目动态投资回收期8.5年（考虑业主30%收益分成），内部收益率为9.5%。

　　除峰谷价差套利外，用户侧储能还可与分布式可再生能源结合开展光储一体、充储一体应用。光储一体针对已有或新建光伏系统的用户，平滑光伏出力波动，减少对电网的冲击，增加光伏发电自用比例，最大限度地降低弃光率，促进光伏消纳。充储一体适用于拥有充电站或充电设施的用户，是充电设施和电网之间能量/功率的缓冲，减少充电功率对电网的冲击，在充电用电有峰谷电价的地区降低用电成本。此外，用户侧储能还可提升供电可靠性，应用于不间断电源（UPS）和通信基站备用电源。铅炭电池和锂离子电池现在已开始进入这一领域。

　　然而，当前国内用户侧储能同样面临挑战。一是用户侧储能环境复杂，各类用户对储能的需求不尽相同，场地、安全等问题是推广用户侧储能项目的共性问题，加之相关标准尚不清晰，导致项目的可复制性低，非技术环节的降本难度大。二是电价的波动也影响了用户侧储能的收益水平，近两年工商业电价下调幅度达20%，电价下降直接压缩了用户侧储能项目峰谷价差套利空间。

　　储能商业化发展路径

　　虽然当前我国储能市场的发展面临一定阻力，但持续下降的电化学储能成本和能源系统清洁化转型将为储能商业化发展提供持久驱动力。

　　内生动力：储能降成本与商业模式创新

　　快速下降的成本是储能技术实现商业化运营的根本动力。在各类储能技术中，锂电池成本下降速度尤为明显。在电子设备和电动汽车产业需求的推动下，国内锂电池产业规模迅速提升，其成本（电池组）也从2010年超过6000元/千瓦时，下降至2019年1000元/千瓦时。

　　随着电动汽车市场持续增长，未来锂电池的成本还有较大下降空间。英国帝国理工大学研究人员按不同应用场景对各类典型储能技术成本变化趋势进行了预测。研究发现，尽管2030年后电化学储能技术的成本降速将总体趋缓，但受规模效应的影响，应用于电动汽车的锂离子动力电池的成本仍将保持较快降速，并有望在2050年降至39美元/千瓦时（273元人民币/千瓦时），考虑到充放电循环寿命的同步提升，预计未来锂电池充放电度电成本将大概率低于0.1元，为其在电力市场的广泛应用奠定基础。

　　电池储能电站在初始建设过程中其主要的成本支出包括储能电池成本、平衡系统成本、土建成本及可资本化融资成本等。其中储能电池与配套设施成本在整体建设成本中占比较大。融资成本受投资方自有资金充裕程度及利率政策等因素影响较大，在不同时期有较大差异。虽然储能电池、功率转换单元PCS等硬件成本正在快速下降，但用户侧储能项目设计、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。因此，除继续降低硬件成本外，未来用户侧储能的市场突破还有赖于商业模式的创新，例如通过储能产品的模块化最大程度发挥电池在用户侧储能应用场景下的规模效应。而标准化的储能产品有助于在项目设计、控制软件、安装调试等多个环节简化流程，以即插即用方式降低用户侧储能的综合成本。

　　外生动力：可再生能源发展与电力市场改革

　　除成本下降和商业模式创新外，外部环境的变化也将拓展储能的应用空间。作为波动性的发电技术，可再生能源的发展势必带来新的灵活性资源需求。大量波动性可再生能源参与市场交易将改变现货市场价格曲线，根据美国劳伦斯伯克利实验室的研究，当波动性可再生能源（风力、光伏）发电容量渗透率提升至40%时，电能量现货市场价格波动增幅在2倍以上，而调频辅助服务的价格增幅甚至更高，其对储能的需求也相应增加。我国正在推进以可再生能源领衔的能源转型，2019年底全国风电、光伏发电装机有望达到4亿千瓦，在电源装机总量中的比重将达到20%。随着可再生能源发电技术陆续实现平价，预计2030年风电、光伏发电装机将大概率突破40%，高渗透率可再生能源的能源系统将大幅提升储能技术在电力系统中的应用价值。

　　当然，完善的市场机制是体现储能理论应用价值的前提条件。当前储能参与电力系统运行存在诸多门槛。国家能源局早在2017年就发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，鼓励各类市场主体投资建设电储能设施：在发电侧建设的电储能设施可作为独立主体参与辅助服务市场交易；在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售；用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体参与深度调峰。2019年华北能源监管局发布《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案（征求意见稿）》提出有序扩大电力辅助服务提供主体，实现包括分布式及发电侧储能装置、电动汽车（充电桩）、电采暖、虚拟电厂等第三方独立主体参与辅助服务。除降低市场准入门槛外，储能参与市场的规则也需不断完善。不同于传统发电技术，储能的容量约束导致其充放电时长有限，其在响应时间、爬坡速度、调节精度方面的优势也需通过辅助服务规则的不断细化予以体现。

　　总而言之，当前储能的商业化发展虽然面临技术发展、商业模式创新、市场机制变革等一系列挑战，而不断下降的储能成本和能源低碳化转型将为产业发展提供持久动力。对于储能而言，由于单一市场空间往往有限，单纯依靠某一特定应用场景的商业模式势必存在收益下降风险。因此当务之急是不断完善电力市场机制，打通储能多元化应用制约，为储能与传统电力资源同台公平竞争营造良好的市场环境。