鋰電世界網訊，隨著分布式光伏微電網政策、電力需求側管理補償電價政策、電力輔助服務市場政策、調峰電價及補償政策的落地，我國儲能市場商業模式逐漸成形。
首先是用戶側儲能應用持續走熱，試水多種盈利模式。目前，用戶側不僅是我國儲能應用的最大市場，也是持續保持高增長的一個領域。據中關村技術聯盟的統計，2000年至2016年，我國應用于用戶側的投運儲能系統累計裝機107.9兆瓦(不包含抽水蓄能和儲熱項目)，在全部裝機中占57%;2015年7月至2016年12月，儲能裝機新增規劃量約740兆瓦，其中安裝在用戶側的占54%。
安裝于工商業用戶端或園區的儲能系統是我國用戶側儲能的主要應用形式，主要服務于電費管理，幫助用戶降低需量電費和電量電費。在這些領域，儲能既可以與光伏系統聯合使用，也可以獨立存在;通過峰谷電價差套利是最主要的盈利手段，需量電費管理和需求側管理是輔助盈利點。由于儲能系統成本有差異，各地區的峰谷電價差不同，項目盈利空間也有差別。以峰谷電價差在0.75元至0.80元之間的地區為例，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放，儲能電站項目靜態投資回收期在7年至9年。
隨著儲能成本進一步下降，峰谷電價制度完善、尖峰電價制定、需求側管理等補償機制建立、電力市場用戶側多種增值服務開展等電改政策紅利的顯現，以及儲能細分市場不斷開發和應用深化，用戶側的儲能市場將成為儲能在我國實現商業化應用的先行軍。
此外，規模儲能市場已經開啟，并在探索市場和價格機制。以風電為主的可再生能源是我國能源發展的重點。據《可再生能源發展“十三五”規劃》，到2020年，光伏發電達到1.05億千瓦，光熱發電達到500萬千瓦，風電達到2.1億千瓦;可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%。作為清潔的可再生能源，光伏發電和風電在經歷快速發展的同時，也面臨因并網消納困難導致的棄風、棄光等問題。而經過十多年的研發和示范應用，大規模儲能建設已成為解決可再生能源并網消納難題的重要手段。
在集中式可再生能源發電領域，儲能已被驗證的應用主要包括解決棄風、棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務。
“十二五”期間，我國儲能在發電側的示范場景集中在單個風電場配備10%左右的儲能系統。進入“十三五”以來，儲能廠商開始在輔助服務領域尋找大規模儲能應用的市場機遇。2016年6月，國家能源局出臺的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，加速了這一市場的形成。從中關村儲能產業技術聯盟的數據看，2000年至2016年，應用于可再生能源發電側和輔助服務的儲能系統累計裝機74.1兆瓦，占全部裝機的39%(不包含抽水蓄能和儲熱項目);在2015年7月至2016年12月規劃的約740兆瓦儲能裝機中，這兩個領域的應用比例為46%。