储能的发展难题，仍需解决其服务价值是否大于成本的问题，而其商业模式困境归根到底就是要建立储能成本的市场疏导机制，由市场发现储能服务的价格，以此作为储能准入的基础条件。但是，即便在健全的市场条件下，储能电站投资者仍不得不充分考虑下述风险：

（一）运行策略更复杂

当前在评估调频电站和调峰电站收益时，调频补偿标准和峰谷价差标准参照政策给定标准设定，即获得的价格水平是一个固定值，在市场机制没有普遍建立，电站作为价格接受者是合理的，电站的运行策略也较为简单，以峰谷套利为例仅根据峰谷时段进行充放电即可，其容量配置和收益测算都较简单。

但在健全的市场条件下，调峰、调频价格由供需平衡决定，也就是电网功率的不平衡量决定了价格水平，价格处于不断变化过程中。对于单一电站而言，全网的电源、负荷变动，以及潜藏的其他调节资源信息难以掌握，同时与正常的商品市场不一样的是，电网的不平衡量、价格水平几乎是瞬间传递，每一个储能主体实时在跟整个电网的平衡情况做博弈，其投资决策、报价策略和充放电策略将更加复杂。

（二）峰谷时段和价差变动较大

图2  净负荷“鸭子曲线”示意  来源：CAISO

随着光伏渗透率大幅增加，考虑光伏发电之后的鸭型曲线，未来电价可能呈现出白天低、夜晚高的情况，而风电发电一般白天较小，晚上较大，对鸭型曲线有所缓和。储能电站获利策略为：新能源大发消纳困难时段，储存低价电，在新能源小发常规电源不足以支撑电网负荷的时段释放，获得较高电价。当前的峰谷、峰平两充两放借助的是用户侧峰谷电价的边际，但未来的负荷曲线和电价曲线完全改变，电价上可能是一个大的峰谷加很多个小波段组成。加上虚拟电厂、电动汽车V2G等可替代调峰资源的影响，以及季节性因素，现货市场电价曲线也将呈现随机性、间歇性特点，调峰价差套利空间难以预知，储能最佳利用时长也存在不确定性。

2019年，山西、山东、广东等8个现货试点省份进入试运行阶段，仅部分主体、部分电量和个别日期运行，日前价格和实时价格呈现较大的随机波动性，但现货市场作为价格发现手段的功能初见雏形，现货市场条件下的峰谷价差也见端倪，可作为未来调峰服务价格水平的参考。根据各省情况，其价格峰值（不含输配电价）一般在0.5元上下，最低值为0或接近0，体现了我国供大于求的电力供应现状，每日价格差异较大且峰谷出现时段迥异。整体来看，峰谷价差在0.3-0.5元/kWh（如山西峰谷价差在0.3元/kWh左右，山东峰谷价差低于0.45元/kWh），大幅低于当前用户侧价格体系，一天内一般仅出现一个大的峰谷，在最高价格和最低价格时段停留时间很短。

预计到“十五五”末，电力系统中常规电源装机、新能源装机、年最大负荷三者之间将较为接近，而常规电源装机仍略大于后两者，考虑光伏、风电的时段特性，一年中大部分时间电力供过于求的情况仍存在，现货市场价格曲线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条件下，电化学储能全口径单位造价至少低于800-900元/kWh时左右，才有经济效益。但即便如此，由于电价峰谷时段较短以及出现信号不明显，导致储能容量利用不足，收益将大打折扣。

（三）可替代产品带来的风险

电力系统中，存在大量的具有尖峰特性、可调节的灵活性资源。比如，我国夏季高峰时段空调负荷最高超过3亿千瓦，仅聚合1/3即可获得1亿千瓦的调节能力。未来电动汽车容量越来越大，通过有序充电和V2G等手段，也可为电网提供亿千瓦级的调峰容量。在现货市场条件下，通过电价能有效发掘灵活性资源，同时也更有效促进常规电源参与调峰，推动火电进行灵活性改造。两项叠加产生的调峰增量当前尚难以评估，但对于现货市场电价差有较大的抑制作用。

考虑电网负荷具有很强的尖峰特性（全年负荷超过最大负荷90%的时段仅占3%，集中在少数炎热或严寒日），而新能源发电出力也具有明显的尖峰特性，对于叠加了负荷尖峰特性和新能源发电尖峰特性的调峰需求，其尖峰特性将更加明显。相较一次投入较大的电化学调峰电站，利用同样具有尖峰特性的灵活性负荷反向调节来对冲，是边际成本最优的调峰方式，所以在储能调峰存在较多可替代产品的情况下，其竞争力需要基于多方面因素仔细考量。