在现有政策环境下，调频的未来收益存在不确定性。更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。储能调频的新进入者会面临较大的市场风险，已经回收成本的参与者可能会倾向于较低的报价确保中标，使得新进入者难以收回投资。

独立储能电站未来展望

　　市场化环境下存在的风险

　　储能发展本质上还是需要解决服务价值是否大于成本的问题，要解决目前商业模式上遇到的问题，关键还是建立完善的市场化成本疏导机制，由市场发现价格。不过，即使有了完善的市场机制，也并不意味着储能就“高枕无忧”，市场化同样也意味着风险。独立储能电站的投资也会面临着以下主要的风险：

　　一是更复杂的运行策略，在市场机制没有完全建立之前，目前的调频补偿标准和峰谷价差还是属于给定标准，获得的收益是固定值，储能电站是单纯的价格接受者，运行策略比较简单，相应的容量和收益测算也都比较容易。但是在成熟市场化条件下，电价由实际的电力不平衡情况决定，一个市场参与者(如储能电站)，对全网的不平衡电量以及其他主体报价策略难以掌握，而且这些信息几乎是瞬时确定的。每一个参与者实际是在和整个电网调度实时博弈，报价策略以及充放电会变得非常复杂，其背后牵扯的投资决策也会变得更加困难。

　　二是价格套利空间难以预测，随着光伏发电比例的提升，未来电价可能呈现出白天低、夜晚高的情况，类似于鸭型曲线。风力发电一般白天较小、晚上较大，对光伏发电的波动会有缓和作用。储能电站的策略一般是在新能源白天高峰阶段储电，在新能源小发、常规电源不足以支撑电网负荷的时段放电，获得较高电价。但是由于季节性因素，以及电动汽车V2G等随机性、替代性调节手段的影响，峰谷价差可能会随机变化，即可能出现高昂价差，类似于“充放一个月吃一年”的情景，也有可能出现价差甚至不如原来目录电价水平的情况(类似于2019年广东等地现货市场试点情况)。套利空间存在随机性，具体与波动性电源与调节资源的容量比例相关，考虑到2021年冬季个别地方出现的电力供应问题，若“十五五”期间我国仍保留相当数量的传统电源充当调节资源，则还是有可能存在电力供过于求的情况，对于储能的套利空间是一种影响。

　　三是可替代产品的风险，电力负荷实际上具有很强的尖峰特性(全年负荷超过最大负荷90%的时段很少，基本不到2%)，新能源的日发电曲线也是具有明显的尖峰特性，尤其是光伏发电。相对于一次投入巨大的独立储能电站，其他灵活性调节手段如可控负荷(我国夏季高峰时段空调负荷最高超过3亿千瓦)，以及规模越来越大的电动汽车充电负荷，通过有序充电和V2G形式，也可以为电网提供亿千瓦级别的调节能力。当然未来需求侧响应和电动汽车聚合的实际调节能力目前难以估量，但这二者在参与调解方面无疑具备极大的潜力。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。

　　独立储能发展建议

　　在低碳转型的大背景下，储能作为独立主体要发展，归根结底还是要解决市场化成本的疏导问题。同样，在完善的市场机制下，储能还面临着多变环境下的运行策略、电价机制、交易机制等问题。

　　储能在工程层面的技术先进性与经济竞争力永远是自身发展的最重要因素。此外，储能的发展必须依靠于电力-能源大体系改革的稳步推进，储能产业的发展不是孤立的，而是与整个电力系统的转型深度绑定，良好的政策环境以及市场规则能够为独立储能的发展起到保驾护航的作用。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2022年03期，作者单位：中关村储能产业技术联盟