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 隨著新型電力系統(tǒng)的提出，可再生能源的占比不斷提升，電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨著諸多挑戰(zhàn)，在此背景下儲能成為改善、解決新能源穩(wěn)定性等問題的利器。但是，盡管受到兩部委政策和多地方配儲要求的利好加持，儲能面臨的挑戰(zhàn)遠比想象的多。其中，最顯而易見的就是尚未成熟的商業(yè)模式，盈利機制的不完整是配套儲能的最大痛點。

現(xiàn)有的商業(yè)模式下，儲能創(chuàng)造收益價值的路徑主要有三種，參與調(diào)頻、調(diào)峰等電力輔助服務(wù)模式、峰谷電價差套利模式以及減少棄電量等其他間接盈利模式。

不過，不同應(yīng)用場景對應(yīng)的儲能要求存在多樣化。雖然儲能系統(tǒng)安裝在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，能夠給電網(wǎng)提供的輔助服務(wù)的功能是一樣的，但每個應(yīng)用場景側(cè)重點不盡相同。所以國家電投天啟智慧能源科技常務(wù)副總理事長沈聰表示：“儲能的商業(yè)模式應(yīng)該根據(jù)其側(cè)重點量身定做，發(fā)揮儲能應(yīng)有的作用。”

發(fā)電側(cè)：減少棄風(fēng)棄光，獲取電力輔助收益

儲能應(yīng)用于電力系統(tǒng)的發(fā)、輸、配、用、調(diào)度多環(huán)節(jié)，為電力系統(tǒng)更提供調(diào)峰調(diào)頻、需求側(cè)響應(yīng)等多種服務(wù)。在發(fā)電側(cè)，儲能的主要功能體現(xiàn)在提高新能源消納，平滑新能源輸出，同時對火電機組加儲聯(lián)合調(diào)頻。這些功能催生儲能在發(fā)電側(cè)的商業(yè)模式更多側(cè)重于減少棄風(fēng)棄光電量增加電費收入以及通過電力輔助服務(wù)獲得補償。

儲能在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用分為新能源側(cè)強制配儲和火儲聯(lián)合調(diào)頻。而新能源的波動性往往導(dǎo)致發(fā)電不穩(wěn)定。例如，光伏發(fā)電量在中午會超出負荷曲線，如果沒有儲能只能棄電，配置儲能可以在發(fā)電高峰期給儲能系統(tǒng)充電儲存，在發(fā)電低谷期再把儲存的電量釋放以達到平滑發(fā)電曲線的效果，減少了棄風(fēng)、棄光電量提升收益。

另一方面，儲能通過火儲聯(lián)合調(diào)頻參與電力輔助服務(wù)，改善火電機組的響應(yīng)時間、速率等，從而大幅度提升火電機組的KP值，提升火電機組的AGC調(diào)節(jié)性能，從而在AGC市場獲得更多收益。

不過，目前發(fā)電側(cè)的商業(yè)模式還存在諸多挑戰(zhàn)。“火儲聯(lián)合調(diào)頻方面，由于兩個細則的規(guī)定每隔一段時間進行修正，導(dǎo)致儲能項目收益的不斷下降，儲能的實際收益和預(yù)期收益相差較大。項目屬于零和博弈，在一定范圍內(nèi)具有天花板，且后續(xù)開發(fā)的項目風(fēng)險將逐步提高。”沈聰表示。

電網(wǎng)側(cè)：納入電網(wǎng)成本，電力輔助服務(wù)獲利

由于儲能在電網(wǎng)側(cè)承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻、緩解線路阻塞、延緩電網(wǎng)設(shè)施升級、減少電網(wǎng)投資等職責(zé)，所以其商業(yè)盈利模式更加側(cè)重于獲得電力輔助服務(wù)收益和納入電網(wǎng)成本。與發(fā)電側(cè)電力輔助服務(wù)不同的是，電網(wǎng)側(cè)儲能主要通過“儲能電站的配額租賃”或“合同能源管理+購售電”等運營途徑提供削峰填谷、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)。

但事實上，電網(wǎng)側(cè)儲能項目一般由電網(wǎng)公司作為投資主體，負責(zé)項目整體建設(shè)與運營，由于此前國家發(fā)改委規(guī)定儲能設(shè)施的費用不得計入輸配電定價成本，導(dǎo)致儲能項目投資費用無法得到傳導(dǎo)，收益受損。雖然5月7日，國家發(fā)改委作出初步嘗試，宣布將抽水蓄能納入輸配電價回收，但其中的許多細節(jié)，租賃費用、調(diào)峰調(diào)頻收益等標(biāo)準(zhǔn)還需要進一步明確。

用戶側(cè)：峰谷價差套利，減少電費成本

用戶側(cè)儲能的主要安裝在微電網(wǎng)、工商業(yè)以及家庭側(cè)，其應(yīng)用場景決定了用戶側(cè)儲能要以為業(yè)主節(jié)約電量電費和容量電費為最終目的。其中，峰谷價差套利與減少電費成本是最具經(jīng)濟性的商業(yè)模式。

目前我國絕大部分省市工業(yè)用電實行峰谷電價政策，不同時段，電價不同，采取兩部制電價(容量電價+電量電價)模式。通過配儲，我們可以在低谷電價時充電，高峰電價時放電來減少電量電價，同時還可以削減用電負荷的高峰時段，減少容量電價成本。

但由于用戶側(cè)儲能收益方式過于依賴峰谷價差，導(dǎo)致目前用戶側(cè)應(yīng)用地域受限，只能在峰谷電價差幅較大的區(qū)域開展項目。“而且用戶側(cè)儲的收益隨著用戶的用電負荷改變而改變，導(dǎo)致收益具有不確定性，后續(xù)管理運維也存在很大的難度和很高的費用。”沈聰博士補充道。

新能源的發(fā)展創(chuàng)造了新的儲能需求。據(jù)統(tǒng)計目前已有甘肅、新疆、湖南、山西等18個省份出臺了新能源配置儲能的政策。新能源+儲能已經(jīng)成為標(biāo)配，但是在沒有完整的盈利機制和收益保障下，配儲成為一種成本負擔(dān)；投資方將儲能系統(tǒng)視為額外成本，用最低的價格去購買，導(dǎo)致儲能質(zhì)量難以保證，安全性大打折扣。北京最大光儲充項目爆炸為我們敲響了警鐘，提醒我們儲能的安全標(biāo)準(zhǔn)亟需完善。

除此之外，儲能的發(fā)展也受限于技術(shù)層面。根據(jù)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，80%以上的投運項目均未能夠達到預(yù)期的技術(shù)要求和使用壽命；加之儲能投資較大、獲益渠道單薄，使得成本回收和投資回報期限不斷延長等等。儲能的“軟肋”正在隨著關(guān)注的擴大而一點點顯現(xiàn)出來，儲能行業(yè)仍然面臨諸多問題需要探索、解決。