2017年，全國棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，消納難一直是行業頑疾。而電池儲能可以實現功率、能量雙向調節，響應速度快，能幫助光伏發電擁有與傳統火電一樣的調節能力。隨著光伏系統成本的迅速下降，光電將在電力系統中扮演越來越重要的角色，最終必將推動光伏應用進入千家萬戶。
小固本文，整理了儲能應用的幾種重要場景，希望對大家了解儲能應用有所幫助。
一、微電網
微電網是指由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、負荷、監控和保護裝置等組成的小型發配電系統，是目前國內儲能系統的主要應用。在小水電地區、供電能力下降地區、無電海島等電力不足地區，儲能系統獨立或與其他能源配合，可以在微電網失去電源的時候為重要負荷持續供電，主要解決供電穩定性和安全性問題。
二、新能源汽車
2017年底，中國新能源汽車的保有量達180萬輛。新能源汽車的發展離不開充電基礎設施的建設，但城市中建設充電站存在瓶頸。由于電網容量短缺，充電站的建設將引起局部電網調峰壓力大，大規模接入充電站和光伏都會對電網產生沖擊。而建設配套的儲能設施有利于提高局部電網電能的質量，并增加充電站場址可選擇性。
綠洲新能源集團江寧開發區吉印大道充電場站
三、柴油供電地區
儲能技術能夠替代柴油發電機，降低發電成本，同時減少柴油發電機帶來的空氣和噪音污染。
四、金太陽工程鉛蓄電池改造項目
2009年起，中國開始實施“金太陽示范工程”，大力扶持國內光伏電站建設。儲能電池是促進光伏發電并網的支撐技術，而當時鉛酸蓄電池占據主流。隨著技術不斷進步，鋰電逐漸具有成本優勢，可用現有的儲能電池替代原有項目中的鉛酸蓄電池。
五、可再生能源電站自建
輔助可再生能源并網，有效解決棄光問題，提高經濟效益;減少瞬時功率變化、減少對電網沖擊;跟蹤計劃調度，提高并網可控性;提高發電預測精度，提升并網友好性。
由于儲能成本較高，即便考慮投資儲能后能夠減少棄光電量，但其投資回報率仍然較低，電站方主動投資配套儲能的動力不強。在此場景下，儲能收益來源于新能源電站減少棄電所帶來的收入，對于早期投運并網、上網電價較高且存在棄電的部分新能源項目有一定吸引力。
除此之外，如果未來我國輔助服務市場機制加大了可再生能源電站的考核力度，可再生能源電站配套儲能的意愿將更強烈。
六、與可再生能源電站交易
儲能系統參與電力的有償調峰輔助服務，以此有助于彌補電源調峰能力不足的短板。在中午時段，儲能低價購買棄光電量，在晚間缺電時段按照光伏上網電價賣出，實現儲能系統與電站的雙贏。對于電價較高的老舊電站，這樣的模式具有較強的可行性。
目前，甘肅省、新疆省、山東省均出臺了電力輔助服務相關政策，且側重于調峰輔助服務市場的建設。儲能用戶可以與火電、風電或光伏電站聯合調峰，或作為獨立市場主體為電力系統提供調峰服務。參與調峰的儲能用戶可在調峰輔助服務平臺通過集中競價進行輔助服務交易，調峰補償費用由火電廠、風電場、光伏電站、水電廠按政策要求進行分攤。
在暫沒有建立電力輔助服務市場的地區，由于輔助服務提供方的收益多僅來自于機組增發/少發帶來的電量收益，調峰成本無法疏導，因此儲能在這些地區參與輔助服務經濟性不佳。
七、用電負荷調峰
用電負荷調峰是指儲能以低谷用電和平峰高峰放電的方式，利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出,同時達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網峰谷差的目的。同時具備備用電源的功能。
由于儲能在用戶側應用的政策存在缺失，通過峰谷價差套利，便成為了目前我國儲能產業僅有的“講的清”的商業模式，且也是用戶側儲能各類應用直接或間接的盈利模式。
此種場景，適合峰谷電價差較高，至少達到0.75元/KWh以上，且用戶負荷曲線較好，負荷搭配儲能能夠較好完成日內電量平衡的企業用戶。但大部分地區的峰谷電價差較低，儲能的投資回收期較長。
八、調頻輔助服務
儲能系統可通過參與調頻輔助服務，對電網起到支撐作用。
部分國家調頻市場開放，采取競價機制，電池儲能的參與度比較高，如美國，但調頻市場體量有限。
在國內，儲能主要是通過輔助火電機組調頻，提高火電調頻響應速度。商業模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調頻市場的資格，由儲能企業做投資、設計、建設、運營、維護，增量調頻收益雙方共享。
洋山深水港電能質量控制工程
需要注意的是，儲能參與調頻的收益受政策波動影響較大。
總結目前國內儲能市場還有待開發，在不斷的技術突破、成本下調下，儲能市場未來可期。
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