儲(chǔ)能的發(fā)展難題，仍需解決其服務(wù)價(jià)值是否大于成本的問題，而其商業(yè)模式困境歸根到底就是要建立儲(chǔ)能成本的市場(chǎng)疏導(dǎo)機(jī)制，由市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)能服務(wù)的價(jià)格，以此作為儲(chǔ)能準(zhǔn)入的基礎(chǔ)條件。但是，即便在健全的市場(chǎng)條件下，儲(chǔ)能電站投資者仍不得不充分考慮下述風(fēng)險(xiǎn)：

（一）運(yùn)行策略更復(fù)雜

當(dāng)前在評(píng)估調(diào)頻電站和調(diào)峰電站收益時(shí)，調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和峰谷價(jià)差標(biāo)準(zhǔn)參照政策給定標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定，即獲得的價(jià)格水平是一個(gè)固定值，在市場(chǎng)機(jī)制沒有普遍建立，電站作為價(jià)格接受者是合理的，電站的運(yùn)行策略也較為簡(jiǎn)單，以峰谷套利為例僅根據(jù)峰谷時(shí)段進(jìn)行充放電即可，其容量配置和收益測(cè)算都較簡(jiǎn)單。

但在健全的市場(chǎng)條件下，調(diào)峰、調(diào)頻價(jià)格由供需平衡決定，也就是電網(wǎng)功率的不平衡量決定了價(jià)格水平，價(jià)格處于不斷變化過程中。對(duì)于單一電站而言，全網(wǎng)的電源、負(fù)荷變動(dòng)，以及潛藏的其他調(diào)節(jié)資源信息難以掌握，同時(shí)與正常的商品市場(chǎng)不一樣的是，電網(wǎng)的不平衡量、價(jià)格水平幾乎是瞬間傳遞，每一個(gè)儲(chǔ)能主體實(shí)時(shí)在跟整個(gè)電網(wǎng)的平衡情況做博弈，其投資決策、報(bào)價(jià)策略和充放電策略將更加復(fù)雜。

（二）峰谷時(shí)段和價(jià)差變動(dòng)較大

圖2  凈負(fù)荷“鴨子曲線”示意  來(lái)源：CAISO

隨著光伏滲透率大幅增加，考慮光伏發(fā)電之后的鴨型曲線，未來(lái)電價(jià)可能呈現(xiàn)出白天低、夜晚高的情況，而風(fēng)電發(fā)電一般白天較小，晚上較大，對(duì)鴨型曲線有所緩和。儲(chǔ)能電站獲利策略為：新能源大發(fā)消納困難時(shí)段，儲(chǔ)存低價(jià)電，在新能源小發(fā)常規(guī)電源不足以支撐電網(wǎng)負(fù)荷的時(shí)段釋放，獲得較高電價(jià)。當(dāng)前的峰谷、峰平兩充兩放借助的是用戶側(cè)峰谷電價(jià)的邊際，但未來(lái)的負(fù)荷曲線和電價(jià)曲線完全改變，電價(jià)上可能是一個(gè)大的峰谷加很多個(gè)小波段組成。加上虛擬電廠、電動(dòng)汽車V2G等可替代調(diào)峰資源的影響，以及季節(jié)性因素，現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)曲線也將呈現(xiàn)隨機(jī)性、間歇性特點(diǎn)，調(diào)峰價(jià)差套利空間難以預(yù)知，儲(chǔ)能最佳利用時(shí)長(zhǎng)也存在不確定性。

2019年，山西、山東、廣東等8個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)省份進(jìn)入試運(yùn)行階段，僅部分主體、部分電量和個(gè)別日期運(yùn)行，日前價(jià)格和實(shí)時(shí)價(jià)格呈現(xiàn)較大的隨機(jī)波動(dòng)性，但現(xiàn)貨市場(chǎng)作為價(jià)格發(fā)現(xiàn)手段的功能初見雛形，現(xiàn)貨市場(chǎng)條件下的峰谷價(jià)差也見端倪，可作為未來(lái)調(diào)峰服務(wù)價(jià)格水平的參考。根據(jù)各省情況，其價(jià)格峰值（不含輸配電價(jià)）一般在0.5元上下，最低值為0或接近0，體現(xiàn)了我國(guó)供大于求的電力供應(yīng)現(xiàn)狀，每日價(jià)格差異較大且峰谷出現(xiàn)時(shí)段迥異。整體來(lái)看，峰谷價(jià)差在0.3-0.5元/kWh（如山西峰谷價(jià)差在0.3元/kWh左右，山東峰谷價(jià)差低于0.45元/kWh），大幅低于當(dāng)前用戶側(cè)價(jià)格體系，一天內(nèi)一般僅出現(xiàn)一個(gè)大的峰谷，在最高價(jià)格和最低價(jià)格時(shí)段停留時(shí)間很短。

預(yù)計(jì)到“十五五”末，電力系統(tǒng)中常規(guī)電源裝機(jī)、新能源裝機(jī)、年最大負(fù)荷三者之間將較為接近，而常規(guī)電源裝機(jī)仍略大于后兩者，考慮光伏、風(fēng)電的時(shí)段特性，一年中大部分時(shí)間電力供過于求的情況仍存在，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格曲線可能仍保持上述特性。在低于0.5元/kWh的峰谷差以及一充一放條件下，電化學(xué)儲(chǔ)能全口徑單位造價(jià)至少低于800-900元/kWh時(shí)左右，才有經(jīng)濟(jì)效益。但即便如此，由于電價(jià)峰谷時(shí)段較短以及出現(xiàn)信號(hào)不明顯，導(dǎo)致儲(chǔ)能容量利用不足，收益將大打折扣。

（三）可替代產(chǎn)品帶來(lái)的風(fēng)險(xiǎn)

電力系統(tǒng)中，存在大量的具有尖峰特性、可調(diào)節(jié)的靈活性資源。比如，我國(guó)夏季高峰時(shí)段空調(diào)負(fù)荷最高超過3億千瓦，僅聚合1/3即可獲得1億千瓦的調(diào)節(jié)能力。未來(lái)電動(dòng)汽車容量越來(lái)越大，通過有序充電和V2G等手段，也可為電網(wǎng)提供億千瓦級(jí)的調(diào)峰容量。在現(xiàn)貨市場(chǎng)條件下，通過電價(jià)能有效發(fā)掘靈活性資源，同時(shí)也更有效促進(jìn)常規(guī)電源參與調(diào)峰，推動(dòng)火電進(jìn)行靈活性改造。兩項(xiàng)疊加產(chǎn)生的調(diào)峰增量當(dāng)前尚難以評(píng)估，但對(duì)于現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)差有較大的抑制作用。

考慮電網(wǎng)負(fù)荷具有很強(qiáng)的尖峰特性（全年負(fù)荷超過最大負(fù)荷90%的時(shí)段僅占3%，集中在少數(shù)炎熱或嚴(yán)寒日），而新能源發(fā)電出力也具有明顯的尖峰特性，對(duì)于疊加了負(fù)荷尖峰特性和新能源發(fā)電尖峰特性的調(diào)峰需求，其尖峰特性將更加明顯。相較一次投入較大的電化學(xué)調(diào)峰電站，利用同樣具有尖峰特性的靈活性負(fù)荷反向調(diào)節(jié)來(lái)對(duì)沖，是邊際成本最優(yōu)的調(diào)峰方式，所以在儲(chǔ)能調(diào)峰存在較多可替代產(chǎn)品的情況下，其競(jìng)爭(zhēng)力需要基于多方面因素仔細(xì)考量。