然而在普遍重視的大環(huán)境下，儲能大規(guī)模發(fā)展的商業(yè)邏輯仍然不清晰，很多獨立儲能項目生存艱難，而風(fēng)光儲等示范項目也是因為捆綁新能源一起才勉強(qiáng)有收益。

（一）新能源+儲能

電網(wǎng)側(cè)儲能的商業(yè)邏輯在于通過輸配電價疏導(dǎo)至用戶側(cè)，但2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》， 2020年出臺的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，均明確規(guī)定電化學(xué)儲能不得計入輸配電定價成本之后，該模式戛然而止。

隨后儲能的發(fā)展思路又傾向于配額的方式，多個省的能源主管部門或電力公司要求光伏等新能源企業(yè)（此處指投資并持有風(fēng)電、光伏項目的企業(yè)）配置一定比例的儲能。粗略計算，如果光伏電站按照20%功率/2小時的方式配置儲能，考慮折舊、維護(hù)與資金成本，光伏度電成本將增加0.09-0.1元錢，在新能源實現(xiàn)平價的初級階段，無疑對相關(guān)企業(yè)是一個沉重的打擊。

簡單通過并網(wǎng)要求的方式將儲能發(fā)展成本轉(zhuǎn)移到新能源企業(yè)身上存在一定爭議。按照“誰收益，誰付費”的原則，由新能源企業(yè)承擔(dān)儲能發(fā)展的成本似乎有其道理，但一方面新能源發(fā)展的低碳效益由全社會共享，在碳市場不健全的情況下，就要求新能源企業(yè)自行承擔(dān)調(diào)峰成本，似乎不符合鼓勵綠色能源的發(fā)展方向；另一方面，強(qiáng)制配置的儲能容量比例和裝機(jī)時長缺乏足夠依據(jù)，如果一定要新能源企業(yè)承擔(dān)調(diào)峰成本，企業(yè)自身有選擇其他替代路徑的權(quán)利，最簡單的便是部分時段選擇棄電。實際上，將儲能裝機(jī)配額作為新能源發(fā)電項目并網(wǎng)條件，也難以保證儲能的建設(shè)質(zhì)量，后續(xù)監(jiān)督運行更難做到，最終難以實現(xiàn)調(diào)峰的效果。

（二）獨立調(diào)頻電站

調(diào)頻服務(wù)是電化學(xué)儲能應(yīng)用比較成功的領(lǐng)域。各區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)普遍按照原電力監(jiān)管委員會的“兩個細(xì)則”進(jìn)行補(bǔ)償，隨著電力市場化的進(jìn)展，部分省份開始采用市場化方式進(jìn)行調(diào)頻輔助服務(wù)的報價與費用分?jǐn)?。目前?a target="_blank" class="relatedlink">山東、山西、福建、廣東等省份的調(diào)頻市場已進(jìn)入運行或試運行階段。

在火電廠加裝一定容量的電化學(xué)儲能設(shè)備，能大幅提升綜合調(diào)節(jié)性能指標(biāo)Kp（Kp是衡量調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)時間和調(diào)節(jié)精度的綜合指標(biāo)），使機(jī)組分配到更多的調(diào)頻任務(wù)。以山西為例，為鼓勵電廠參與調(diào)頻服務(wù)，2018年之前山西省調(diào)頻價格為固定值：15元/MW，即調(diào)頻補(bǔ)償=調(diào)頻任務(wù)功率*Kp*15元，根據(jù)實際情況，加裝儲能后火電機(jī)組Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同時，參與調(diào)頻服務(wù)，只需要在功率上進(jìn)行快速但較為短期的響應(yīng)，一般配置時長只需要0.5小時，降低了電化學(xué)儲能投資，早期進(jìn)入調(diào)頻領(lǐng)域的儲能電站2年左右即可收回成本。

電化學(xué)儲能參與調(diào)頻，當(dāng)前具有較好經(jīng)濟(jì)性，但未來收益存在較大的不確定性。當(dāng)前我國輔助服務(wù)市場基于“兩個細(xì)則”要求，輔助服務(wù)補(bǔ)償資金主要來自于發(fā)電企業(yè)分?jǐn)?，發(fā)電企業(yè)之間是零和關(guān)系，而根據(jù)以往經(jīng)驗每年輔助服務(wù)市場規(guī)模在150億元上下，而AGC調(diào)頻份額接近30%，也即45億元左右。隨著調(diào)頻市場關(guān)注度增加，更多主體加入，市場將快速飽和，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)將急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能監(jiān)辦發(fā)布《山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營細(xì)則》，2018年山西調(diào)頻市場改用競價調(diào)頻規(guī)則，2018年調(diào)頻服務(wù)的申報價格為12-20元/MW，到年底，報價范圍調(diào)整為5-10元/MW，調(diào)頻服務(wù)的收益將大為降低。而廣東省于2020年也發(fā)布新的政策，2021年調(diào)頻里程補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降幅超過40%，2022年降幅超過50%。

儲能調(diào)頻的市場容量有限。隨著新能源比例的增加，普遍認(rèn)為隨著調(diào)頻壓力增大，調(diào)頻服務(wù)的空間也會增加。電網(wǎng)頻率的偏差是發(fā)電與負(fù)荷不平衡量造成的結(jié)果，調(diào)頻和調(diào)峰服務(wù)本質(zhì)上都是彌補(bǔ)有功的偏差，其調(diào)節(jié)方向是一致的。相關(guān)份額實際上是通過計算方法進(jìn)行切分，其兩者可以并軌，故東北、南方電網(wǎng)的調(diào)頻市場份額極小。在我國控制電價上漲的大環(huán)境下，調(diào)頻服務(wù)不太可能疏導(dǎo)到用戶側(cè)，如果不能突破“兩個細(xì)則”框架下確定的發(fā)電企業(yè)之間的“零和游戲”，其空間仍只是在現(xiàn)有電價中切割份額，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升。另外，新能源發(fā)電對電網(wǎng)的擾動計入到調(diào)峰范疇更加合理，也便于將調(diào)峰服務(wù)與現(xiàn)貨市場進(jìn)行并軌。所以未來調(diào)頻市場的空間可能不會太樂觀。

考慮上述因素，儲能調(diào)頻電站的新入局者將面臨較大的風(fēng)險，在市場呈現(xiàn)飽和的情況下，新進(jìn)入且已回收成本的電站會傾向于報低價，極易產(chǎn)生價格踩踏，致使新電站投資難以回收。

（三）峰谷價差套利

調(diào)峰服務(wù)是儲能最廣泛的應(yīng)用領(lǐng)域，但由于當(dāng)前僅在用戶側(cè)通過劃分峰谷電價的方式對調(diào)峰服務(wù)價值進(jìn)行認(rèn)可，除部分出臺調(diào)峰價格的省份參與調(diào)峰服務(wù)能獲得收益外，更為普遍的便是用戶側(cè)峰谷、峰平價差套利。

以用戶側(cè)峰谷套利為例，如果采用磷酸鐵鋰電池，按照當(dāng)前的投資成本和技術(shù)條件，采用每天兩充兩放運行模式，8年運行期，峰谷價差+峰平價差達(dá)到1.3-1.4元的情況下，僅可獲得較低的收益。隨著一般工商業(yè)電價的不斷下降，當(dāng)前全國僅北京等極少數(shù)發(fā)達(dá)地區(qū)的一般工商業(yè)用戶，可開展儲能峰谷套利業(yè)務(wù)，該業(yè)務(wù)的擴(kuò)張依賴于電化學(xué)儲能成本的下降和性能提升。