随着电力市场化程度的提高，储能产品将形成三个较为不同的细分市场，而且慢慢的开始分化。

  这三个商品市场间的差异性，将极大地影响储能产业链相关企业的市场定位、资源投入、产品模式和发展模式，所以要进行细分市场分析。

  其实光伏产业早已细分为源网侧光伏（集中式光伏）、工商业分布式光伏和户用分布式光伏三个市场，呈现出不同的市场格局和投资逻辑。

  源网侧储能的投资方，主要是源网侧原有的建设运行企业，比如电网公司（像国网旗下的国网新源，主要是做网侧抽水蓄能电站投资运营），传统大型发电企业（五大四小）。源网侧储能是一个高度的买方市场，即少数投资者与大量卖家间的关系，投资方具有极高的议价权，卖家的利润水准始终被抑制。

  从下游买家的角度看，源网侧储能唯一的变现渠道，是通过省级辅助服务市场，将储能服务产品销售给电网调度，这几乎是一个单一买家的市场。

  从可替代产品的角度来看，源网侧储能是“集中式辅助服务市场”的一个提供方，提供包括备用、调频、调峰在内的相关服务。但是能提供同类的服务的竞争者众多，尤其是市场化灵活性火电机组、市场化水电机组、燃机、甚至大型工商业储能、大型可调节负荷，也可能以虚拟电厂的某种形态参与。

  除了传统的发电和电网企业，还有各类的最终用户、分布式投资商、节能服务商、虚拟电厂投资商、充电桩投资方等，乃至配网公司、售电公司也在投资工商业储能。

  从买家来看，工商业储能最主要的买家是工商业企业，通过峰谷价差的套利模式来降低企业用电成本，其次是参与到虚拟电厂产品的相关交易，或者参与需求响应事件，这时的买家是电网企业。

  从可替代的产品来看，工商业储能产品的竞争者，主要是可调节负荷（同样起到削峰填谷作用），以及证券交易市场的电量产品（售电公司能提供更便宜的售价），但是这种竞争和可替代性是非常弱的，更多是一种相互协作关系。

  随着新能源的大量并网，电力市场化进展加快，批发-零售两级市场的电价传导机制不断打通，零售侧价格在峰谷比、变化率两方面不断加大，工商业储能将会是巨大的市场。

  在需求旺盛的基础上，由于买方众多、产品供方众多，市场力高度分散，所以在可预见的未来，将是一个蓝海竞争的格局，甚至形成大量更为细分的行业储能市场。

  而具备较高集成化和智能化进展的储能产品企业，可以在一级长期资金市场上获得巨大的估值水平提升。

  如果说工商业储能和工商业能源管理服务市场，作为一个“表后市场”，被发电企业和电网企业一直忽视，导致一直处在市场空白的状态，在电力市场化以后爆发出高度生机。

  但是以户用的经济性计算，储能投资回报率是非常低的，所以个人觉得农村户用光伏配套的储能模式，可能更接近于“工商业储能”，以“共享储能”的方式，在农网的公共线路侧并网，并以“二级辅助服务”的产品形态，解决光伏消纳和配网安全可靠性问题。

  由于五力模型的要素、市场化水平、政策、客户的真实需求的差异性，储能产品将逐步分化成源网侧、工商业、户用三类细分市场，在技术、产品、业务模式、商业模式可能都存在一定的差异，而且越靠近运营端，差异性越大。

  工商业储能发展空间巨大，在电力市场化因素的驱动下，结合数字化技术创新和运营模式的创新，将呈现蓝海竞争、产品快速迭代的局面，在中国将是机会最大的市场。

  随着储能市场的日益火爆，到底该如何全面理解储能，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%。