然而在普遍重视的大环境下，储能大规模发展的商业逻辑仍然不清晰，很多独立储能项目生存艰难，而风光储等示范项目也是因为捆绑新能源一起才勉强有收益。

（一）新能源+储能

电网侧储能的商业逻辑在于通过输配电价疏导至用户侧，但2019年出台的《输配电定价成本监审办法》， 2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不得计入输配电定价成本之后，该模式戛然而止。

随后储能的发展思路又倾向于配额的方式，多个省的能源主管部门或电力公司要求光伏等新能源企业（此处指投资并持有风电、光伏项目的企业）配置一定比例的储能。粗略计算，如果光伏电站按照20%功率/2小时的方式配置储能，考虑折旧、维护与资金成本，光伏度电成本将增加0.09-0.1元钱，在新能源实现平价的初级阶段，无疑对相关企业是一个沉重的打击。

简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上存在一定争议。按照“谁收益，谁付费”的原则，由新能源企业承担储能发展的成本似乎有其道理，但一方面新能源发展的低碳效益由全社会共享，在碳市场不健全的情况下，就要求新能源企业自行承担调峰成本，似乎不符合鼓励绿色能源的发展方向；另一方面，强制配置的储能容量比例和装机时长缺乏足够依据，如果一定要新能源企业承担调峰成本，企业自身有选择其他替代路径的权利，最简单的便是部分时段选择弃电。实际上，将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，也难以保证储能的建设质量，后续监督运行更难做到，最终难以实现调峰的效果。

（二）独立调频电站

调频服务是电化学储能应用比较成功的领域。各区域调频辅助服务普遍按照原电力监管委员会的“两个细则”进行补偿，随着电力市场化的进展，部分省份开始采用市场化方式进行调频辅助服务的报价与费用分摊。目前，山东、山西、福建、广东等省份的调频市场已进入运行或试运行阶段。

在火电厂加装一定容量的电化学储能设备，能大幅提升综合调节性能指标Kp（Kp是衡量调节速率、调节时间和调节精度的综合指标），使机组分配到更多的调频任务。以山西为例，为鼓励电厂参与调频服务，2018年之前山西省调频价格为固定值：15元/MW，即调频补偿=调频任务功率*Kp*15元，根据实际情况，加装储能后火电机组Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同时，参与调频服务，只需要在功率上进行快速但较为短期的响应，一般配置时长只需要0.5小时，降低了电化学储能投资，早期进入调频领域的储能电站2年左右即可收回成本。

电化学储能参与调频，当前具有较好经济性，但未来收益存在较大的不确定性。当前我国辅助服务市场基于“两个细则”要求，辅助服务补偿资金主要来自于发电企业分摊，发电企业之间是零和关系，而根据以往经验每年辅助服务市场规模在150亿元上下，而AGC调频份额接近30%，也即45亿元左右。随着调频市场关注度增加，更多主体加入，市场将快速饱和，补偿标准将急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能监办发布《山西电力调频辅助服务市场运营细则》，2018年山西调频市场改用竞价调频规则，2018年调频服务的申报价格为12-20元/MW，到年底，报价范围调整为5-10元/MW，调频服务的收益将大为降低。而广东省于2020年也发布新的政策，2021年调频里程补贴标准降幅超过40%，2022年降幅超过50%。

储能调频的市场容量有限。随着新能源比例的增加，普遍认为随着调频压力增大，调频服务的空间也会增加。电网频率的偏差是发电与负荷不平衡量造成的结果，调频和调峰服务本质上都是弥补有功的偏差，其调节方向是一致的。相关份额实际上是通过计算方法进行切分，其两者可以并轨，故东北、南方电网的调频市场份额极小。在我国控制电价上涨的大环境下，调频服务不太可能疏导到用户侧，如果不能突破“两个细则”框架下确定的发电企业之间的“零和游戏”，其空间仍只是在现有电价中切割份额，在整个全社会电费成本中占比不会明显上升。另外，新能源发电对电网的扰动计入到调峰范畴更加合理，也便于将调峰服务与现货市场进行并轨。所以未来调频市场的空间可能不会太乐观。

考虑上述因素，储能调频电站的新入局者将面临较大的风险，在市场呈现饱和的情况下，新进入且已回收成本的电站会倾向于报低价，极易产生价格踩踏，致使新电站投资难以回收。

（三）峰谷价差套利

调峰服务是储能最广泛的应用领域，但由于当前仅在用户侧通过划分峰谷电价的方式对调峰服务价值进行认可，除部分出台调峰价格的省份参与调峰服务能获得收益外，更为普遍的便是用户侧峰谷、峰平价差套利。

以用户侧峰谷套利为例，如果采用磷酸铁锂电池，按照当前的投资成本和技术条件，采用每天两充两放运行模式，8年运行期，峰谷价差+峰平价差达到1.3-1.4元的情况下，仅可获得较低的收益。随着一般工商业电价的不断下降，当前全国仅北京等极少数发达地区的一般工商业用户，可开展储能峰谷套利业务，该业务的扩张依赖于电化学储能成本的下降和性能提升。