过去，储能非常昂贵。仅仅个别场合（比如比尔盖茨的豪宅、充电宝）或者重要机构与基础设施（比如医院、大型服务器中心）使用的工具。应用多是非系统级的，始终存在，但并不参与整个电力系统的平衡。

现在，情况有了很大改变。一方面，电力系统中可再生能源越来越多，系统平衡与效率要求需要市场“越来越快，越来越短”，储能响应速度、增加与减少出力的灵活性都是最优的；另一方面，储能技术也取得长足进步，刺激人们对储能未来在交通与电力行业承担更多职责的预期。成本下降，且商业模式愈加可行，探讨系统级储能的商业模式变成一个有意义的问题。

广义上讲，储能可以在发电、输电与配电侧发挥作用，带来好处，衍生可行的商业模式。但是，不同电力市场的设计模式、系统结构与价格特点都千差万别，潜在的商业模式也有各自特点。

在我国目前的调度模式下，系统级的储能跟普通发电电源没有区别；调度模式不改变，其商业模式将主要是“裙带式”的分割发电市场，因此谁是业主将变得异常重要；储能大发展能否推动调度模式改变，寄希望于分布式能源更大程度的应用。

储能的功能与系统价值构成

技术上讲，储能的系统价值很清楚。在一个电力市场与系统中，它可以提供：

能源的存储。在价格低的时候充电，合适的时候放电，从而进行价格套利。

频率控制。

电压控制。

峰荷转移。

储能这些价值如何货币化，与市场设计息息相关，市场的开放性与参与主体的资格在其中最重要。

能源的存储与价格套利。欧美电力市场的批发市场，往往对参与者的资格有各种要求，比如年交易量，居民用户通常被隔离于批发市场。这样，如果市场设计不降低要求，储能如果规模小，就无法参与发电市场购电与卖电。

频率控制。德国TSO的二次调频市场（分钟级平衡），招标每周进行。如果一个储能还有其他非系统级用途，很容易充满或者完全释放，那么提前一周明确是否能提供调用服务就比较困难，储能很难参与。

电压控制。可再生能源越多，局部时段配电网电压稳定困难就会越大。大部分市场，电压稳定的服务以成本为基础。但是，储能需要跟切除可再生能源比成本大小。目前竞争性市场直接切除风电成本最优。我国直接弃风更是完全不需要补偿。

峰荷转移。典型的美国ERCOT的运行备用（ORDC）的设计，系统运行备用越低，其价格将越高，乃至上涨几百倍至测算的所谓“停电损失”的级别（比如一度电10美元），吸引更多参与者投入实时市场，储能是其中一个选项。

我国调度特点与储能商业模式可行性

总体而言，调度在我国还是各个发电商与市场主体的“司令官”。大部分系统辅助服务都是一种义务，或者是基于成本测算的补偿。东北推出的所谓辅助服务市场，基本属于胡搞。

在目前调度方式下，只有发电才有收益，储能商业模式也围绕如何获得发电量，跟普通发电厂无异。这种情况突出表现在中国特色的“调峰”概念中。

欧美市场，“大力发展调峰电源”的提法是匪夷所思的。对于一个冗余50%的系统，向上调节的价值几乎为零，而要提供向下的调节，需要已经建成并在系统中的储能电站。

但是，由于我国的调度模式，“先定位你是调峰电源，然后再给你一定发电量，你考虑到这点拼命建很大规模，然后再提供向下调节”的模式仍旧广泛存在。

价格套利短期内是存在的，但是这个市场会很快饱和，不具有可扩展性。当然，在我国，市场的指挥官会以各种理由（统一规划、资格认定、所谓有序发展等）限制市场竞争与整个市场的开放性，价格套利的“饱和”进程相对会慢。

在一个割裂的市场中，你可以通过各种“特权”途径探索调峰电源与价格套利两种盈利模式。

但是整个行业无法靠这种典型来发展。至于其他的，比如调频、电压控制、黑启动、爬坡等辅助服务在目前系统中多数是免费的，属于各个电厂的义务。这些功能的货币化还存在问题。

分布式与储能推动调度模式变革

笔者2016年曾提到，储能应用需要避免的是一种错误的组合——缺乏波动性定价的市场、对储能放电单独补贴、补贴通过消费者消化、啥时候放电调度说了算。

分布式电源与应用，将在“啥时候放电”的问题上挑战调度模式，从而自我调度，有望引发系统平衡方式的积极变化。

当然，到底谁能最终改变谁，还需要观察一段时间。比如，现在已经出现了“分布式要服从统一调度管理”的声音。这种情况下，储能只不过增加了系统的冗余程度而已。

基于以上的讨论，我们可以看出，储能行业的成本与竞争力，是个很私人的话题。公共话题可能包括：

1.推动系统运行数据公开，全面理解调度体系模式；

2.致力于统一市场建设，作为基本的价值观，而不是以各种“特权“的方式进一步割裂市场。这是基本的社会责任；

3.分布式项目安装储能，并努力争取市场主体与自我调度资格，类似先进生产力——燃煤自备电厂过去的行为模式。