2025年以后将没必要再建立天然气峰值电厂，因为储能将会更具有开发价值。
从数据上看，当前在某些领域锂离子电池和天然气峰值电厂之间是可以竞争的，未来几年这种竞争在美国全国范围内会越来越明显，而随着成本“瓶颈”的突破，电池在美国将更具优势。
四年后新的天然气峰值电厂建设增速将变缓，而10年后很可能将完全停止。专家认为储能很利于削峰填谷，即使不考虑储能带来的多重价值，它也可以在成本方面击败天然气，十年后储能将立于不败之地。
未来十年美国需要为电网新增20GW的调峰能力，其中半数以上的电量会在这十年的后期投入使用，如下图显示2018~2020年期间为7440MW，2023年至2027年为12645MW。这刚好为储能提供了时间以便发挥其经济优势。当然如果技术发展的更快的话，储能的经济优势会更快显现。
虽然美国市场当前的电储能规模不到1GW，但在未来十年里，它将至少占据三分之一的电量高峰容量。如果市场增长更快，那么储能可能配置近20GW，占调峰容量的一半。
从光伏产业我们可以看到，技术发展速度远超我们的想象，这样的变化也让决策者措手不及，加利福尼亚能源局就已经在重新考量是否有必要在Oxnard建设天然气峰值电厂。因为据加利福尼亚独立系统运营商研究发现，峰值工厂即使使用2014的价格也比储能成本更昂贵。据专家指出，该项目成本与当前行业定价的差异明显，该峰值电厂的开发商NRG能源，随即暂停了项目的建设，虽然没有完全终止，但也在观望期待其他清洁能源作为替代介入。
在南澳大利亚，为了保障电网稳定和可再生能源整合的需要，100MW的特斯拉电池已经安装并于上个月上线投入使用。虽然南澳大利亚仍将开发天然气峰值电厂，但特斯拉电池可能预示着未来的发展。
此前的一份报告指出，无论是独立的电池还是与可再生能源配套的电池，都尚未能与当地的天然气峰值工厂竞争。不过实际上电池系统也没有停止追赶的脚步。分析家预测，在2025年，独立电池和可再生能源混合电池将在调峰领域将彻底击败开式循环燃气轮机装置。
中国储能调峰政策分析
2016年6月7日，国家能源局市场监管司下发了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》。文件鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易；在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售；用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。
结合中国调峰辅助服务的市场现状，通过简单的计算分析，调峰辅助服务对储能开放，可将应用于风电场的储能系统投资回收期减少近40%。
这是电改9号文发布以来，与储能最直接相关的改革措施，《通知》直接为储能开放了一个特定的电力市场——调峰辅助服务。通知要求，“三北”地区原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制。
《通知》内容概述
《通知》对什么样的储能设施可以参与调峰、如何参与调峰、如何结算等关键问题都做出了说明，是比较实质的一个文件，此文件为未来更详细的执行方案出台，指明了方向。
1、谁可以参与调峰？
发电侧参与调峰辅助服务：发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等；
用户侧参与调峰辅助服务：小区、楼宇、工商企业等。
2、什么样的储能设施可以参与调峰？
发电侧参与调峰辅助服务：储能设施充电功率、能量要求：10MW/4h以上；
用户侧参与调峰辅助服务：分布式电储能设施、电供热储能设施，没有功率、能量要求。
3、储能如何参与调峰？
鼓励在集中式新能源发电基地配置电储能设施，参与调峰辅助服务；
10MW以上的电储能设施，接受电力调度机构统一调度；
建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能)，可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰；其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场；
用户侧储能设施(储电、电供热储能)仅可参与深度调峰与启停调峰。
4、储能调峰如何结算？
建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算；
用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益
充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰，视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。
中国调峰辅助服务简介
2006年11月，国家电监会印发了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，随后，在此《办法》规定下，东北、西北、华北、华中、华东以及南方电监局相继出台各区域《发电厂并网运行管理细则》以及《并网发电厂辅助服务管理细则》(以下简称《两个细则》)，中国的电力辅助服务市场开启，调峰是其中重要的一项辅助服务。按照《两个》细则的要求，调峰辅助服务分为基本调峰、有偿调峰两种。基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。有偿调峰是指发电机组按电力调度指令超过基本调峰范围进行的深度调峰，以及发电机组启停机调峰所提供的服务。基本调峰是发电机组必须提供的辅助服务，目前没有补偿，因此储能参与调峰辅助服务，将更多的参照有偿调峰的相关规定，衡量收益，制定策略。
华北电网区域内，京津唐电网，2013年3月试运行了《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则(修订稿)》，新制定的补偿办法如下：
对应京津唐电网负荷曲线高峰、低谷形态，发电单元出力曲线峰谷差率大于京津唐电网负荷曲线峰谷差率应该获得补偿，幅度越大、调峰贡献越大，应获得补偿越多;反之则需承担补偿费用，峰谷差率越小、应承担费用越多。
与之前华北电网两个细则，仅仅从调节电量的角度进行补偿，新的修订稿，将机组的变化幅度也考虑进去，变化幅度越大，越容易调节，所获得的服务补偿也就越多。最新公布的数据显示，华北电网内的京津唐地区，2016年1月，调峰辅助服务补偿总额，按照2006年颁布的《两个细则》计算，为281万元，而按照了《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则(修订稿)》计算，补偿费用则为1402万元，提供调峰辅助服务，获得的汇报提高了近5倍。
储能参与调峰辅助服务的经济性
《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰服务。但储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。
对照两个细则，三北地区中，东北电网对于调峰的补偿标准较高，因此以参与东北电网调峰辅助服务为例，计算储能收益。
假设储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电视为参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。则一套储能系统在上述时段划分下，一天可进行2次满充满放。
如布置一套10MW/4h的储能系统，并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算，则其参与调峰的总收益计算如下。
1、每天调峰收益
每次可下调电量40MWh，按照补偿量值高的东北电网计算，其每天的补偿费用为：
深度调峰补偿费用=40MWh×300元/MWh×2=24000元
2、每天售电收益
按照《通知》的规定，建设在发电端的储能设施，售电按电厂上网电价计算，因此储能高峰放电按风电上网电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售，且充放电效率为100%，不考虑充放电深度，全部放光，每天的售电收益为：
售电收益=40MWh×1000×0.5元/kWh×2=40000元
3、全年收益
全年按360天计算，假设每天都是理想状态，低充高放，则全年收益为：
全年受益=（24000元+40000元）×360天=2304万元
4、投资回收期
假设一套储能系统的成本为3000元/kWh，不考虑其他建设、人力、运维成本，则10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元(3000元/kWh×40000kWh)。则整个系统的投资回收期为5.2年(1.2亿元/2304万元)。
每天2次循环，5.2年共计循环3744次(2次×360天×5.2年)，锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。
“三北”调峰辅助服务放开，对储能收益的影响
依旧以上述的计算为例，在储能不参与调峰辅助服务市场的前提下，假设仅仅削峰填谷，使用风电场电力充电，充电电费按0元/kWh计算，仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万(40000元×360天)，投资回收期8.3年，调峰服务的放开，回收期变为5.2年，储能参与调峰辅助服务，可以大大缩短投资回收期。
当然，以上计算中，假设的场景非常理想，考虑到充放电效率，送出线路制约，存储的电力高峰时段是否能全部出售等，投资回收期会有一定的延长，但无疑，调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，因此，在此市场中，储能是非常占优的调峰资源，可以获得更高的收益。
当然，10MW/4h的储能系统，初始投资成本巨大，但《通知》中对于与发电厂联合参与调峰的储能系统并没有明确的规模要求，因此，投资者可以依情况建设不同规模的储能系统，从而参与调峰辅助服务市场。
另外，用户侧的分布式储能系统，除了为自己提供电力外，《通知》也允许其向邻近用户出售电力，参与系统深度调峰与启停调峰，因此实质上为用户用侧储能系统提供了一种可以探讨的商业应用模式，对户用储能是一大利好。
文章来源：北极星储能网
