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

現有的商業模式下，儲能創造收益價值的路徑主要有三種，參與調頻、調峰等電力輔助服務模式、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，不同應用場景對應的儲能要求存在多樣化。雖然儲能系統安裝在發電側、電網側和用戶側，能夠給電網提供的輔助服務的功能是一樣的，但每個應用場景側重點不盡相同。所以國家電投天啟智慧能源科技常務副總理事長沈聰表示：“儲能的商業模式應該根據其側重點量身定做，發揮儲能應有的作用。”

發電側：減少棄風棄光，獲取電力輔助收益

儲能應用于電力系統的發、輸、配、用、調度多環節，為電力系統更提供調峰調頻、需求側響應等多種服務。在發電側，儲能的主要功能體現在提高新能源消納，平滑新能源輸出，同時對火電機組加儲聯合調頻。這些功能催生儲能在發電側的商業模式更多側重于減少棄風棄光電量增加電費收入以及通過電力輔助服務獲得補償。

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

另一方面，儲能通過火儲聯合調頻參與電力輔助服務，改善火電機組的響應時間、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調節性能，從而在AGC市場獲得更多收益。

不過，目前發電側的商業模式還存在諸多挑戰。“火儲聯合調頻方面，由于兩個細則的規定每隔一段時間進行修正，導致儲能項目收益的不斷下降，儲能的實際收益和預期收益相差較大。項目屬于零和博弈，在一定范圍內具有天花板，且后續開發的項目風險將逐步提高。”沈聰表示。

電網側：納入電網成本，電力輔助服務獲利

由于儲能在電網側承擔調峰調頻、緩解線路阻塞、延緩電網設施升級、減少電網投資等職責，所以其商業盈利模式更加側重于獲得電力輔助服務收益和納入電網成本。與發電側電力輔助服務不同的是，電網側儲能主要通過“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、調頻、備用等輔助服務。

但事實上，電網側儲能項目一般由電網公司作為投資主體，負責項目整體建設與運營，由于此前國家發改委規定儲能設施的費用不得計入輸配電定價成本，導致儲能項目投資費用無法得到傳導，收益受損。雖然5月7日，國家發改委作出初步嘗試，宣布將抽水蓄能納入輸配電價回收，但其中的許多細節，租賃費用、調峰調頻收益等標準還需要進一步明確。

用戶側：峰谷價差套利，減少電費成本

用戶側儲能的主要安裝在微電網、工商業以及家庭側，其應用場景決定了用戶側儲能要以為業主節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濟性的商業模式。

目前我國絕大部分省市工業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。

但由于用戶側儲能收益方式過于依賴峰谷價差，導致目前用戶側應用地域受限，只能在峰谷電價差幅較大的區域開展項目。“而且用戶側儲的收益隨著用戶的用電負荷改變而改變，導致收益具有不確定性，后續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。

新能源的發展創造了新的儲能需求。據統計目前已有甘肅、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+儲能已經成為標配，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；投資方將儲能系統視為額外成本，用最低的價格去購買，導致儲能質量難以保證，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準亟需完善。

除此之外，儲能的發展也受限于技術層面。根據調研發現，80%以上的投運項目均未能夠達到預期的技術要求和使用壽命；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”正在隨著關注的擴大而一點點顯現出來，儲能行業仍然面臨諸多問題需要探索、解決。

責任編輯：代騰騰