儲能行業(yè)專題研究：我國電化學儲能收益機制及經濟性測算

儲能行業(yè)專題研究：我國電化學儲能收益機制及經濟性測算1、電化學儲能是構建新型電力系統(tǒng)不可或缺的調節(jié)資源1.1、大力發(fā)展靈活性調節(jié)資源是構建新型電力系統(tǒng)的重要基礎靈活性調節(jié)資源是構建新型電力系統(tǒng)的重要組成。2021年3月，中央財經委第九次會議提出“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，明確了新能源作為主體電源是我國未來電力系統(tǒng)的顯著特征。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)以可控的火電、水電等常規(guī)電源為主體電源，通過控制常規(guī)電源出力實時響應電力需求變化。新型電力系統(tǒng)的主體電源轉變?yōu)橐淮文茉床豢煽氐男履茉矗履茉垂┙o與電力需求的不匹配需要大量靈活性調節(jié)資源作為媒介來滿足電力系統(tǒng)固有的實時供需平衡特性要求。電力系統(tǒng)實時供需平衡是通過不同時間尺度的系統(tǒng)調節(jié)相互配合實現(xiàn)的，包括短周期的調頻和日內的調峰等，以響應不同時間尺度的供給和需求變化。靈活性資源短缺是我國構建新型電力系統(tǒng)亟待解決的問題。以煤為主的能源資源稟賦和經濟社會發(fā)展進程決定了我國長期將燃煤發(fā)電作為主體電源，即使多年來我國電源結構清潔化程度不斷提升，但燃煤發(fā)電量占比在2020年仍高達61%。我國具有較優(yōu)靈活性的電源如燃氣發(fā)電和抽水蓄能占比一直偏低，兩者合計裝機容量占比在2020年也僅為6%。同時，我國靈活性資源的區(qū)域分布不平衡問題也十分突出，新能源資源富集地區(qū)的靈活性資源短缺問題更為嚴重，尤其是風光資源豐富的“三北”地區(qū)“以熱定電”的供熱機組占比高，冬季調峰能力十分有限，制約了這些地區(qū)的新能源消納能力。1.2、大力發(fā)展電化學儲能是構建新型電力系統(tǒng)的大勢所趨儲能是我國構建新型電力系統(tǒng)的重要靈活性資源。提升電力系統(tǒng)靈活性需多措并舉，充分挖掘電源側、電網側、用戶側靈活性資源。隨著我國電力負荷峰谷差率不斷拉大和新能源裝機占比不斷提升，可控的傳統(tǒng)電源占比相應不斷降低，儲能對于提升電力系統(tǒng)靈活性的重要意義不斷凸顯，利好政策也頻頻出臺。2021年7月，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，提出到2025年實現(xiàn)新型儲能裝機規(guī)模30GW以上的發(fā)展目標。2021年8月，國家能源局印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，提出到2025年和2030年實現(xiàn)抽水蓄能投產62GW和120GW的發(fā)展目標。我國電化學儲能發(fā)展迅速，是儲能發(fā)展的“新星”。當前較為成熟的儲能靈活性資源主要為抽水蓄能和電化學儲能。抽水蓄能具有壽命長、單位投資小的特點，但同時存在對地理地形條件要求嚴格，對地址土壤形成一定安全隱患等問題。盡管當前電化學儲能單位投資成本仍相對較高，但其配置靈活，響應速度快且不受外部條件限制。近十年來，受益于新能源汽車產業(yè)的發(fā)展，鋰離子電池成本下降迅速，電化學儲能開始加速發(fā)展。據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截止2020年，我國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模35.6GW。其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，達31.8GW，同比增長4.9%；電化學儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，達3.3GW，同比增長高達91.2%。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，達2.9GW。1.3、不同類型電化學儲能所適合的應用場景不同儲能按照時長分為容量型、能量型、功率型和備用型，不同類型電化學儲能所適合的應用場景有所區(qū)別。根據(jù)時長要求的不同，電化學儲能的應用場景大致可以分為容量型、能量型、功率型和備用型。其中，容量型、功率型專用性較強，前者一般要求連續(xù)儲能時長不低于4h，主要用于削峰填谷或離網儲能，可提升電力系統(tǒng)效率和設備利用率；后者的連續(xù)儲能時長一般在15~30min，主要用于調頻或者平滑新能源出力波動。能量型儲能介于容量型和功率型之間，一般為復合儲能場景，可用于調峰、調頻、緊急備用等多重功能。備用型的連續(xù)儲能時長一般不低于15min，主要作為不間斷備用電源，用于數(shù)據(jù)中心和通訊基站等場景。2、電化學儲能獲取收益途徑多，但各省情況不同2.1、電化學儲能獲取收益途徑多調峰、調頻輔助服務和峰谷電價套利是我國電化學儲能當前最主要的收益途徑。電力價格和市場機制是決定電化學儲能收益機制的基礎，我國電化學儲能的主要收益途徑包括在電力輔助服務市場中通過提供調峰、調頻等服務獲利，通過峰谷分時電價或現(xiàn)貨電能量市場實現(xiàn)高低電價間套利，通過輸配電價獲取合理收益，通過容量成本回收機制獲得補償收益。電力輔助服務有償化且逐步向用戶分攤是我國電力市場化改革的重要方向，其中一次調頻、二次調頻、備用和調峰是電化學儲能收益機制的近中期關注重點。電力輔助服務用于維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納。目前，調峰、調頻是儲能參與電力輔助服務的主要領域，且輔助服務相關費用由發(fā)電側承擔，制約著儲能在輔助服務領域獲得補償?shù)目沙掷m(xù)性。2021年12月修訂印發(fā)的《電力輔助服務管理辦法》進一步強調了“誰受益、誰承擔”的有償化改革方向，規(guī)定了輔助服務按服務對象分攤的原則，強化了輔助服務的市場化配置方式。費用分攤改革方面，《廣東省電網企業(yè)代理購電實施方案（試行）》政策首次在國內實踐中明確提出輔助服務的相關費用由直接參與市場交易和電網企業(yè)代理購電的全體工商業(yè)用戶共同分攤，具有里程碑的意義。輔助服務品種方面，隨著新能源裝機占比提升，一次調頻和備用市場有望成為獨立儲能新的價值增長點?！渡轿鳘毩δ茈娬緟⑴c電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》征求稿允許儲能電站通過參與電力一次調頻市場獲取收益，《南方區(qū)域電力備用輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》允許儲能電站作為第三方輔助服務提供者參與跨省備用市場交易，擴展了儲能的收益來源。結合我國電力輔助服務市場建設情況，一次調頻、二次調頻、備用和調峰是電化學儲能收益機制的近中期關注重點。峰谷分時電價或電能量市場還原了電力商品的分時價格差異，價差套利是電化學儲能的重要生存基礎。峰谷分時電價和現(xiàn)貨電能量市場反映了電力供需變化下的電價波動，兩者實質相近，都是通過峰谷價格差實現(xiàn)套利。兩者區(qū)別在于前者采用行政定價方式，且主要針對用戶側；后者采用市場定價方式，可只用于發(fā)電側，也可用于發(fā)電和用戶兩側。值得注意的是，現(xiàn)貨電能量市場可以替代調峰輔助服務。根據(jù)《電力輔助服務管理辦法》規(guī)定，現(xiàn)貨電能量市場運行期間，已通過電能量市場機制完全實現(xiàn)系統(tǒng)調峰功能的，原則上不再設置與現(xiàn)貨電能量市場并行的調峰輔助服務品種。以輸配電價疏導電網替代性儲能成本的政策吸引力大，但預計相對審慎推進。2021年7月印發(fā)的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，“將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。由于我國輸配電價按照“準許成本+合理收益”的政府定價機制，電網替代性儲能若能通過輸配電價獲取收益將極大增加相關投資收益的確定性，從而刺激電網替代性儲能發(fā)展。但為避免盲目低效投資的出現(xiàn)，我們認為國家對于電網替代性儲能納入輸配電價將較為審慎，可能會開展相關試點但大范圍推廣預計相對謹慎。電力容量成本回收機制有望加速推進，電化學儲能預計受益但中短期程度相對有限。電力容量成本回收機制是電能量市場和電力輔助服務市場的有效補充，激勵常規(guī)發(fā)電機組、需求響應和儲能等投資建設，保證電力系統(tǒng)在高峰負荷時段有足夠的容量冗余，可為儲能項目提供相對穩(wěn)定的補償收益。美國已有將電化學儲能納入容量市場的機制實踐，我國最新印發(fā)的政策文件《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》也提出，因地制宜建立發(fā)電容量成本回收機制，鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節(jié)電源的投資建設。從我國國情看，當前電力容量成本回收機制預計更多聚焦在解決燃煤發(fā)電機組利用小時數(shù)不斷降低所引起的火電企業(yè)可持續(xù)經營問題上，同時也為燃煤發(fā)電逐步由主體電源轉變?yōu)檎{節(jié)性電源提供支撐機制。電化學儲能同樣作為調節(jié)電源，預計也能從電力容量成本回收機制中受益，例如以容量電價形式獲取部分固定收益，從而改善電化學儲能經濟性。但考慮到該機制設計重心在于燃煤發(fā)電，我們認為電化學儲能中短期有所受益，但該政策直接支持的電化學儲能發(fā)展規(guī)模和補償力度預計會相對有限。2.2、電化學儲能收益省間差異大我國因省而異的電力價格和市場機制決定各省電化學儲能收益情況差別大。我國各省電力系統(tǒng)發(fā)展情況差別大，各自系統(tǒng)調節(jié)需求也相應存在顯著差別?！叭薄钡貐^(qū)（以甘肅省為例）的新能源發(fā)電裝機占比高，且其常規(guī)機組中供熱機組占比高，電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)資源較為短缺。對比而言，廣東省新能源占比低，且靈活性較好的燃氣機組占比高，電力系統(tǒng)靈活性相對較好。除電力系統(tǒng)自身的差別外，各省的電力價格和市場機制也各有差別，如“三北”地區(qū)調峰輔助服務市場較為發(fā)達，廣東則以電力現(xiàn)貨市場取代調峰輔助服務市場。電力價格和市場機制是決定電化學儲能收益機制的基礎，因此各省電化學儲能收益情況差別大。電化學儲能參與調峰輔助服務。調峰是我國特有的一類輔助服務產品，用于挖掘系統(tǒng)向下調節(jié)能力，國外部分地區(qū)則通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)類似功能。傳統(tǒng)燃煤機組可通過靈活性改造降低最小技術出力增加系統(tǒng)向下調節(jié)能力，電化學儲能通過充電過程實現(xiàn)該作用。由于風電具有反調峰特性，風電裝機占比較高的地區(qū)較為容易出現(xiàn)調峰問題，相應調峰輔助服務費用相對較多，主要包括我國東北、華北和西北地區(qū)。結合各省2018年度和2019年上半年調峰輔助服務費用看。值得注意的是，隨著我國電力現(xiàn)貨市場的推進，甘肅、山東等省區(qū)調峰輔助服務市場將逐漸被現(xiàn)貨市場代替。電化學儲能參與調頻輔助服務。調頻輔助服務主要用于解決短時供需不匹配問題，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定。近年來我國電化學儲能主要通過輔助燃煤機組參與調頻服務市場，其作用在于改善燃煤機組調頻性能，并非增加系統(tǒng)調頻容量。2021年，我國火儲聯(lián)合調頻的傳統(tǒng)優(yōu)勢區(qū)域發(fā)展步伐減緩，但新的區(qū)域不斷開拓。此外，由于光伏存在短期出力變化極其劇烈的特性，光伏裝機占比比較高的地區(qū)更為容易出現(xiàn)調頻問題，相應調頻輔助服務費用相對較多，主要包括我國華北、西北和華東地區(qū)。結合各省2018年度和2019年上半年調峰輔助服務費用看。當前我國各省儲能參與調頻輔助服務幾乎都是指二次調頻輔助服務，儲能參與一次調頻有償服務的地方政策首次出現(xiàn)在山西能監(jiān)辦2021年12月發(fā)布的《山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》征求意見稿。相較二次調頻，一次調頻的響應時間要求更短，更有利于發(fā)揮電化學儲能優(yōu)勢，后續(xù)值得關注。3、我國電化學儲能發(fā)展的主要方向為新能源配儲政策下的共享儲能本報告測算電化學儲能消納棄用新能源、調峰、調頻、峰谷電價套利等主要收益途徑的經濟性，以單位容量收入和收入成本比作為衡量指標。單位容量收入定義為電化學儲能未來現(xiàn)金凈流量現(xiàn)值除以儲能容量，可用于反推盈虧平衡點的電化學儲能能量成本。收入成本比定義為電化學儲能單位容量收入與當前能量成本的比值，當該比值大于1表明當前條件可實現(xiàn)盈利。報告進行電化學儲能經濟性測算的基本假設，為加強分析可比性，以2h時長的能量型電化學儲能為分析基準。該類電化學儲能介于容量型（≥4h）和功率型（≤30min）之間，用于復合儲能場景，包括調峰、調頻、備用等。3.1、我國大部分地區(qū)具備風電配儲條件，僅少量地區(qū)具備光伏配儲條件我國大部分地區(qū)風電配儲具備經濟性，僅少量地區(qū)光伏配儲具有經濟性。假設不考慮電化學儲能通過各種途徑獲取收益，依據(jù)中國電建西北勘測院《2021年風電光伏成本經濟性分析》測算結果，以資本金內部收益率7%反算，我國大部分地區(qū)風電配儲能（10%2h，20%2h，15%4h）具備經濟性。結合我國各省2021年風電累計裝機規(guī)模看。同樣依據(jù)該勘測院測算結果，我國僅少量地區(qū)光伏配儲具有經濟性，包括山東、河北II類、廣東、甘肅I類、黑龍江、吉林、遼寧等省區(qū)。3.2、消納棄用新能源收益難點在于新能源棄用時段集中，新能源大基地開發(fā)有望提升配儲消納經濟性測算表明僅依靠消納棄用新能源難以回收儲能投資成本，新能源配儲能比例越低反而經濟性相對更優(yōu)?？紤]到風電、光伏棄用問題主要集中在少數(shù)月份，以山東為例，山東棄風棄光主要集中在1月份到3月份，3個月新能源棄用量占到全年近70%。新能源出力的季節(jié)不均衡特性導致配儲的利用率偏低且較高配儲比例也難以完全消納高比例新能源棄用問題。經我們模型測算，配儲比例10%時僅在高達20%的棄光率情景下勉強足以回收成本，其它更高配儲比例都難以回收成本。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)，2021年我國全年光伏利用率98%，風電利用率96.9%，僅西藏、青海、蒙西、新疆等省區(qū)的風電（或光伏）利用率低于95%。在當前新能源棄用率較低情況下，通過配儲消納新能源的經濟性堪憂。隨著新一輪新能源大基地開發(fā)的推進，新能源棄用率若回升將一定程度上提升配儲消納經濟性。“十四五”期間，我國風電、光伏大基地開發(fā)步伐重啟，當前第一批50個風光大基地已申報完成，總規(guī)模97.05GW；第二批風光大基地也已經開始申報工作。我國風光大基地項目大量集中在“三北”地區(qū)，這些項目的推進將進一步提高“三北”地區(qū)的新能源裝機占比，也使得這些地區(qū)的傳統(tǒng)調節(jié)資源挖掘空間進一步縮窄，在不增加新型儲能等靈活性資源前提下，這些地區(qū)將面臨新能源棄用率進一步回升的壓力。以公布的第一批大型風電光伏基地建設項目為例，青海、甘肅兩省的大多數(shù)相關風電光伏項目的承諾利用率低至85%左右，對應的新能源棄用率則高達15%，配儲進行新能源消納的經濟性將有顯著提升。結合上述測算分析，僅消納新能源適宜配置較低循環(huán)次數(shù)、較低配置比例的電化學儲能，且該類需求近期主要集中在青海、甘肅等局部省區(qū)。3.3、調峰收益難點在電化學儲能利用率低，新能源進入市場有望迎來配儲需求快速增長測算表明電化學儲能參與調峰輔助服務仍難以回收成本，原因在于調峰年平均價格仍偏低。電化學儲能參與調峰輔助服務收益取決于平均調峰電價和循環(huán)天數(shù)的乘積，根據(jù)測算，當平均調峰電價達0.7元/kWh，且循環(huán)天數(shù)達300天以上時，電化學儲能參與調峰輔助服務收益才足以覆蓋自身增加的成本。根據(jù)《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規(guī)則的通知》，火電廠負荷率30%-35%對應的調峰報價上限僅為0.4元/kWh。在該調峰電價（參考0.5元/kWh情景）下，電化學儲能即使每天參與調峰服務也無法覆蓋自身增加的成本，也表明火電靈活性改造（對應負荷率30%）的成本經濟性優(yōu)于電化學儲能。由于調峰輔助服務需求具有顯著的季節(jié)性特征，例如“三北”地區(qū)的調峰輔助服務需求缺口主要出現(xiàn)在冬季，大部分時候系統(tǒng)調峰資源相對充足，調峰價格較低。另以河南省為例，2020年啟動調峰輔助服務300天，交易電量44.43億千瓦時，合計補償費用6.9億元，計算得出平均調峰價格僅為0.16元/kWh。新能源發(fā)電裝機占比提升將增大系統(tǒng)調峰輔助服務需求，從而改善電化學儲能調峰收益。隨著我國風電光伏大基地建設的推進，我國“三北”地區(qū)新能源裝機占比將進一步提升，這些地區(qū)的燃煤機組靈活性改造剩余空間將縮緊，且剩余機組的改造成本將提升。部分省區(qū)的新能源裝機占比已增大到較高水平，這些省區(qū)的系統(tǒng)調峰服務需求將顯著提升，一方面將增大系統(tǒng)調峰輔助服務啟動次數(shù)，另一方面將推高調峰輔助服務的邊際出清價格，從而改善電化學儲能調峰收益。此外，值得注意的是，高比例新能源將降低燃煤機組的在運容量，由于燃煤機組啟停時間較長且啟停成本較高，部分省區(qū)將需要依靠新增儲能來解決燃煤機組難以解決的高比例新能源所面臨的調峰問題。新能源進入市場將增大新能源發(fā)電側配儲需求，以減少偏差費用和增大價格套利收益。隨著我國新能源裝機占比的不斷提升和電力市場建設的推進，新能源發(fā)電將難以全額保障性消納，更多的新能源發(fā)電將不得不通過電力市場交易進行定價和消納。目前，我國共有14個省份和地區(qū)出臺了新能源保障利用小時數(shù)政策，21個省份長期組織含新能源的可再生能源參與電力直接交易，山西、山東、甘肅、蒙西還組織可再生能源參加電力現(xiàn)貨交易。新能源固有的不確定性使得新能源難以像傳統(tǒng)電源按市場交易約定合同進行發(fā)電，新能源發(fā)電交易合同偏差部分面臨現(xiàn)貨市場價格風險。電化學儲能可增加新能源場站出力可控性，可一定程度上規(guī)避現(xiàn)貨市場價格風險。同時，新能源較低的邊際成本使得電力市場在新能源出力較多時出清價格較低，新能源出力不足時出清價格偏高，增大了電力市場價格波動。電化學儲能可將部分低價時段的新能源電量轉移到高價時段售出，增大價格套利收益。3.4、調頻收益難點在市場容量相對小、利益分配考量多，光伏快速發(fā)展有望推動調頻市場擴容測算表明電化學儲能參與調頻輔助服務具有較好經濟性，但面臨調頻里程價格下降風險。電化學儲能參與調頻輔助服務收益取決于平均調頻里程價格和年運行比例的乘積，根據(jù)測算，當平均調頻里程價格達10元/MW，且年運行比例1在0.9以上時，電化學儲能參與調頻輔助服務收益足以覆蓋自身增加的成本。盡管近幾年以廣東為代表的火儲聯(lián)合調頻發(fā)展迅速，不少項目獲益頗豐，但同時可以看到調頻市場規(guī)則調整和競價范圍下調正不斷降低調頻補償價格和補償費用。以廣東為例，2021年，廣東省月均調頻補償額為7933萬元，相較于2020年月均值（10873萬元）下降了27%。傳統(tǒng)調頻市場容量較小但火儲聯(lián)合調頻擴圍仍有空間，同時光伏等新能源快速發(fā)展有望推動調頻市場擴容。在新能源裝機比例不高時，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)具有較強的調頻能力，以山東為例，山東具備調頻能力的燃煤機組達80臺，但調用的不到20臺。當前電化學儲能參與調頻輔助服務以火儲聯(lián)合調頻為主，電化學儲能主要用于改善傳統(tǒng)燃煤機組調頻性能，并非增加市場調頻容量。2021年，火儲聯(lián)合調頻發(fā)展較好的山西、京津唐、蒙西已無新增項目出現(xiàn)。近年來這幾個地區(qū)及廣東的調頻補償額常年穩(wěn)定在月均3000萬左右，市場呈現(xiàn)飽和趨勢。在廣東等傳統(tǒng)優(yōu)勢區(qū)域發(fā)展暫緩的情況下，火儲聯(lián)合調頻卻在不斷開拓新的市場。據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2021年新增項目（規(guī)劃、建設、投運）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等15個省市。同時，對于新能源裝機占比較高的區(qū)域，光伏等新能源出力的短時波動將增大系統(tǒng)調頻需求，推動電力系統(tǒng)調頻輔助服務市場加速擴容。3.5、工商業(yè)峰谷價差拉大，電化學儲能峰谷價差套利初具經濟性我國部分省區(qū)工商業(yè)峰谷價差超0.7元/kWh，電化學儲能峰谷價差套利已具備經濟性。電化學儲能通過峰谷價差套利的收益取決于各地區(qū)峰谷價差、儲能充放電策略和儲能循環(huán)次數(shù)等。根據(jù)測算，按照每日2充2放的充放電策略，在峰谷價差超過0.7元/kWh，且電化學儲能循環(huán)次數(shù)超過4500次時，電化學儲能通過峰谷套利收益足以覆蓋自身增加的成本。在該充放電策略下電化學儲能使用年限會縮短，該策略更適合循環(huán)次數(shù)更高的電化學儲能電池。對比每日2充2放策略和每日1充1放策略，在5000次循環(huán)次數(shù)和0.7元/kWh峰谷價差的同等條件下，每日2充2放策略通過增加日循環(huán)次數(shù)縮短投資回收期至6.1年，而后種策略的投資回收期達7.5年；但同時每日2充2放策略會縮短電化學儲能使用年限，且由于多出的1充1放對應的峰平時段電價差較小，該策略的投資凈現(xiàn)值小于同樣條件下的1充1放策略。據(jù)北極星儲能網匯總的2022年1月電網代購電峰谷價差數(shù)據(jù)，我國多個省區(qū)的一般工商業(yè)和大工業(yè)峰谷價差超過0.7元/kWh，且廣東、浙江等地區(qū)的工商業(yè)峰谷價差甚至超過1元/kWh。即使考慮到用戶側峰谷電價波動，電化學儲能在我國部門省區(qū)工商業(yè)用戶情景已具備經濟性。值得指出的是，我國居民電價屬于民生保障問題，其電價遠低于工商業(yè)電價，居民側短期看難以通過峰谷價差套利發(fā)展電化學儲能。3.6、新能源配儲仍是主要驅動力，工商業(yè)儲能前景可期消納棄用新能源、調峰等單一收益途徑經濟性仍較為有限，新能源強制配儲政策仍是推動電化學儲能發(fā)展的重要驅動力，有望推動共享儲能發(fā)展。根據(jù)上述測算，消納棄用新能源和調峰服務獲取收益的主要問題在于儲能利用率偏低，難以收回電化學儲能投資成本。由于新能源配儲在解決新能源棄用和系統(tǒng)調峰不足問題上的價值，新能源配儲政策可能推廣覆蓋更多省市，從而成為推動電化學儲能發(fā)展的重要驅動力。共享儲能作為新能源配儲政策下新的商業(yè)模式，有望通過提升儲能利用效率和獲取穩(wěn)定租金收益而得到快速發(fā)展。相應地，無論是新能源強制配儲政策要求還是共享儲能商業(yè)模式都更適宜發(fā)展2h及以內時長的電化學儲能，以兼容多種收益途徑。展望看，隨著電化學儲能成本進一步下降、新能源占比的進一步提升、調峰輔助服務費用上升且能向用戶側疏導等利好條件不斷