储能是电力系统中的关键一环，能应用在“发、输、配、用”任意一个环节。电力即发即用，以新能源为主体的新型电力系统中“源网荷”波动加剧，以上各环节推进配储，则可以平滑电力波动性，储能可起到系统稳定器的效用。

  根据储能系统安装的地方，我们将储能应用场景分为发电侧、电网侧、用户侧三大主要类型。随着共享储能兴起，发电侧与电网侧储能界限逐渐模糊，我们根据受益方不同，将新能源配储归类为发电侧储能、用于调峰调频的储能为电网侧储能、用于分布式光储一体化及削峰填谷储能为用户侧储能。各应用场景储能商业模式各异，各具应用必要性。

  新能源发电不稳定，无法完全按照电网调度指令出力，储能电站将其多发电量进行存储，并在出力低谷时放出，以此协助新能源消纳，并通过多发的弃风、弃光电量获取收益。

  现阶段，我们国家新能源发电占比较低，消纳问题并不突出，仅靠弃风、弃光电量上网无法补足储能费用，此商业模式经济性较差。在新能源高比例接入下，电力系统净负荷将呈现“鸭型曲线”，在新能源发电衰退期需有足够的爬坡资源，并最终在光伏出力为0的阶段满足叠加光伏和风电的净负荷。

  碳中和情景下，火电等可调节电源占比较低，储能凭借其快速、精准调节的特性，将成为最合适的爬坡资源，并可通过白天利用新能源发电高峰期存储的电量满足夜间用电需求。

  储能主要通过电力辅助服务市场实现在电网侧的价值。辅助服务是市场主体（包括发电厂商、电力用户、储能企业）为维护电力系统的安全稳定运行，向系统提供的服务性产品，最重要的包含调峰、调频、备用容量等。

  电力系统要足够灵活性，以确保电力系统保持供需平衡。现阶段，我国电力系统供需两侧波动性同时增大，对电网灵活性提出更加高的要求。用电侧，我国居民用电比例近年来一直上升，而居民用电相对工商业、大工业波动性更大，更加难以预测；发电侧，新能源发电占比不断的提高，而风光电发电波动性较传统机组更大。

  储能调节灵活、响应速度快，是优质的灵活性资源，随着各地辅助服务市场逐渐完善，储能开始频繁参与辅助服务市场，商业模式更加多元化。

  我国电力负荷峰谷差较大，而电力现货市场尚不完善，故推出调峰辅助服务，以调峰补偿的方式，推动电力系统供需平衡。未来电力现货市场逐渐完善，调峰将逐步退出辅助服务市场。

  储能调频较传统手段更高效，是维持电网稳定的必要手段。调频服务是机组能在极短的时间内跟踪用电负荷变化，提供调频服务的机组通过接受发电自动控制信号上调或下调其出力，通常情况下，这一调节过程在几秒钟时间内完成。

  调频服务的目的是纠正系统出现的频率偏差，维持电力系统频率的稳定。我国电力系统的额定功率为50Hz，对3GW以上的大容量系统，正常频率偏差运行值为±0.2Hz，小系统则为±0.5Hz。

  储能具有快速响应、精确跟踪的特点，比传统调频手段更高效。目前我国主要以大型火电机组作为电网调频电源，通过调整电源出力来响应系统频率变化。但火电机组调频性能较差，其响应时滞长、机组爬坡速率低，不适合短时调频。

  电化学储能响应速度快、调节精度高，在额定功率范围内，可以在1秒内以99%以上的景度完成指定功率的输出。电化学储能的AGC跟踪曲线几乎能与AGC指令曲线重合，而火电机组有极大几率会出现延时调节、偏差调节甚至反向调节的情况。

  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存储电能，在用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，以此来降低电力使用成本，并实现峰谷电价套利。

  两部制电价下，供电部门会以最大需量为依据，每月收取一定的基本电价。公司能够利用储能系统来进行容量费用管理，在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，以此来降低容量费用。

  从应用现在的状况来看，国内以新能源配储为主，全球则以电源侧辅助服务为最大应用场景。根据CESA，目前全球与中国电力系统储能均以新能源配储、电源辅助服务、电网侧储能为主，其中，全球三者占比分别为33%、37%、24%，分布较为均衡，中国则分别为45%、29%、22%，新能源配储占比明显高于其他场景。

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