然而在普遍重視的大環境下，儲能大規模發展的商業邏輯仍然不清晰，很多獨立儲能項目生存艱難，而風光儲等示范項目也是因為捆綁新能源一起才勉強有收益。

（一）新能源+儲能

電網側儲能的商業邏輯在于通過輸配電價疏導至用戶側，但2019年出臺的《輸配電定價成本監審辦法》， 2020年出臺的《省級電網輸配電價定價辦法》，均明確規定電化學儲能不得計入輸配電定價成本之后，該模式戛然而止。

隨后儲能的發展思路又傾向于配額的方式，多個省的能源主管部門或電力公司要求光伏等新能源企業（此處指投資并持有風電、光伏項目的企業）配置一定比例的儲能。粗略計算，如果光伏電站按照20%功率/2小時的方式配置儲能，考慮折舊、維護與資金成本，光伏度電成本將增加0.09-0.1元錢，在新能源實現平價的初級階段，無疑對相關企業是一個沉重的打擊。

簡單通過并網要求的方式將儲能發展成本轉移到新能源企業身上存在一定爭議。按照“誰收益，誰付費”的原則，由新能源企業承擔儲能發展的成本似乎有其道理，但一方面新能源發展的低碳效益由全社會共享，在碳市場不健全的情況下，就要求新能源企業自行承擔調峰成本，似乎不符合鼓勵綠色能源的發展方向；另一方面，強制配置的儲能容量比例和裝機時長缺乏足夠依據，如果一定要新能源企業承擔調峰成本，企業自身有選擇其他替代路徑的權利，最簡單的便是部分時段選擇棄電。實際上，將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，也難以保證儲能的建設質量，后續監督運行更難做到，最終難以實現調峰的效果。

（二）獨立調頻電站

調頻服務是電化學儲能應用比較成功的領域。各區域調頻輔助服務普遍按照原電力監管委員會的“兩個細則”進行補償，隨著電力市場化的進展，部分省份開始采用市場化方式進行調頻輔助服務的報價與費用分攤。目前，山東、山西、福建、廣東等省份的調頻市場已進入運行或試運行階段。

在火電廠加裝一定容量的電化學儲能設備，能大幅提升綜合調節性能指標Kp（Kp是衡量調節速率、調節時間和調節精度的綜合指標），使機組分配到更多的調頻任務。以山西為例，為鼓勵電廠參與調頻服務，2018年之前山西省調頻價格為固定值：15元/MW，即調頻補償=調頻任務功率*Kp*15元，根據實際情況，加裝儲能后火電機組Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同時，參與調頻服務，只需要在功率上進行快速但較為短期的響應，一般配置時長只需要0.5小時，降低了電化學儲能投資，早期進入調頻領域的儲能電站2年左右即可收回成本。

電化學儲能參與調頻，當前具有較好經濟性，但未來收益存在較大的不確定性。當前我國輔助服務市場基于“兩個細則”要求，輔助服務補償資金主要來自于發電企業分攤，發電企業之間是零和關系，而根據以往經驗每年輔助服務市場規模在150億元上下，而AGC調頻份額接近30%，也即45億元左右。隨著調頻市場關注度增加，更多主體加入，市場將快速飽和，補償標準將急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能監辦發布《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》，2018年山西調頻市場改用競價調頻規則，2018年調頻服務的申報價格為12-20元/MW，到年底，報價范圍調整為5-10元/MW，調頻服務的收益將大為降低。而廣東省于2020年也發布新的政策，2021年調頻里程補貼標準降幅超過40%，2022年降幅超過50%。

儲能調頻的市場容量有限。隨著新能源比例的增加，普遍認為隨著調頻壓力增大，調頻服務的空間也會增加。電網頻率的偏差是發電與負荷不平衡量造成的結果，調頻和調峰服務本質上都是彌補有功的偏差，其調節方向是一致的。相關份額實際上是通過計算方法進行切分，其兩者可以并軌，故東北、南方電網的調頻市場份額極小。在我國控制電價上漲的大環境下，調頻服務不太可能疏導到用戶側，如果不能突破“兩個細則”框架下確定的發電企業之間的“零和游戲”，其空間仍只是在現有電價中切割份額，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升。另外，新能源發電對電網的擾動計入到調峰范疇更加合理，也便于將調峰服務與現貨市場進行并軌。所以未來調頻市場的空間可能不會太樂觀。

考慮上述因素，儲能調頻電站的新入局者將面臨較大的風險，在市場呈現飽和的情況下，新進入且已回收成本的電站會傾向于報低價，極易產生價格踩踏，致使新電站投資難以回收。

（三）峰谷價差套利

調峰服務是儲能最廣泛的應用領域，但由于當前僅在用戶側通過劃分峰谷電價的方式對調峰服務價值進行認可，除部分出臺調峰價格的省份參與調峰服務能獲得收益外，更為普遍的便是用戶側峰谷、峰平價差套利。

以用戶側峰谷套利為例，如果采用磷酸鐵鋰電池，按照當前的投資成本和技術條件，采用每天兩充兩放運行模式，8年運行期，峰谷價差+峰平價差達到1.3-1.4元的情況下，僅可獲得較低的收益。隨著一般工商業電價的不斷下降，當前全國僅北京等極少數發達地區的一般工商業用戶，可開展儲能峰谷套利業務，該業務的擴張依賴于電化學儲能成本的下降和性能提升。