據外媒報道， 2025年以後將沒必要再建立天然氣峰值電廠，因為儲能將會更具有開發價值。
從數據上看，當前在某些領域鋰離子電池和天然氣峰值電廠之間是可以競爭的，未來幾年這種競爭在美國全國範圍內會越來越明顯，隨著成本“瓶頸”的突破，電池在美國將更具優勢。
四年後新的天然氣峰值電廠建設增速變緩，而10年後很可能將完全停止。
圖片來源: GTM Research/Wood Mackenzie
GTM高級顧問Shayle Kann認為儲能很利於削峰填谷，即使不考慮儲能帶來的多重價值，它也可以在成本方面擊敗天然氣，十年後儲能將立於不敗之地。
未來十年美國需要為電網新增20GW的調峰能力，其中半數以上的電量會在這十年的後期投入使用，如下圖顯示2018-2020年期間為7440MW，2023年至2027年為12645MW。這剛好為儲能提供了時間以便發揮其經濟優勢。當然如果技術發展的更快的話，儲能的經濟優勢會更快顯現。
雖然美國市場當前的電儲能不到1GW，但在未來十年裡，它將至少取代三分之一的電量高峰。如果市場增長更快，那麼儲能可能取代近20GW，佔調峰容量的一半。
圖片來源: GTM Research/Wood Mackenzie
從光伏產業我們可以看到，技術發展速度遠超我們的想象，這樣的變化也讓決策者措手不及，加利福尼亞能源局就已經在重新考量是否有必要在Oxnard建設天然氣峰值電廠。因為據加利福尼亞獨立系統運營商研究發現，峰值工廠即使使用2014的價格也比儲能成本更昂貴。GTM指出了該項目成本與當前行業定價的差異，該峰值電廠的開發商NRG能源，隨即暫停了項目的建設，雖然沒有完全終止，但也在觀望期待其他清潔能源作為替代介入。
在南澳大利亞，為了保障電網穩定和可再生能源整合的需要，100MW的特斯拉電池已經安裝並於上個月上線投入使用。雖然南澳大利亞仍將開發天然氣峰值電廠，但特斯拉電池可能預示著未來的發展。
此前Wood Mackenzie和GTM研究公司一份報告指出，無論是獨立的電池還是與可再生能源配套的電池，都尚未與當地的天然氣峰值工廠競爭。但實際上電池系統沒有停止追趕的腳步。分析家預測，在2025年，獨立電池和可再生能源混合電池將在調峰領域徹底擊敗開式循環燃氣輪機裝置。
中國儲能調峰政策分析
2016年6月7日，國家能源局市場監管司下發了《關於促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》。文件鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施;在發電側建設的電儲能設施，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易;在用戶側建設的電儲能設施，可視為分佈式電源就近向電力用戶出售;用戶側建設的一定規模的電儲能設施，可作為獨立市場主體，深度調峰。
結合中國調峰輔助服務的市場現狀，通過簡單的計算分析，調峰輔助服務對儲能開放，可將應用於風電場的儲能系統投資回收期減少近40%。
這是電改9號文發佈以來，與儲能最直接相關的改革措施，《通知》直接為儲能開放了一個特定的電力市場——調峰輔助服務。通知要求，“三北”地區原則上可選取不超過5個電儲能設施參與電力調峰調頻輔助服務補償(市場)機制試點，發揮電儲能技術優勢，建立促進可再生能源消納的長效機制。
《通知》內容概述
《通知》對什麼樣的儲能設施可以參與調峰、如何參與調峰、如何結算等關鍵問題都做出了說明，是比較實質的一個文件，此文件為未來更詳細的執行方案出臺，指明瞭方向。
1、誰可以參與調峰?
發電側參與調峰輔助服務：發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等;
用戶側參與調峰輔助服務：小區、樓宇、工商企業等。
2、什麼樣的儲能設施可以參與調峰?
發電側參與調峰輔助服務：儲能設施充電功率、能量要求：10MW/4h以上
用戶側參與調峰輔助服務：分佈式電儲能設施、電供熱儲能設施，沒有功率、能量要求。
3、儲能如何參與調峰?
鼓勵在集中式新能源發電基地配置電儲能設施，參與調峰輔助服務
10MW以上的電儲能設施，接受電力調度機構統一調度
建設在發電廠的儲能設施(儲電、電供熱儲能)，可與發電廠聯合參與調峰，也可以獨立主體參與調峰。其中，建設在風光電站的電儲能設施，優先考慮風光電站使用後，富裕能力可參與輔助服務市場
用戶側儲能設施(儲電、電供熱儲能)僅可參與深度調峰與啟停調峰。
4、儲能調峰如何結算?
建設在發電廠的儲能設施，放電電量按照發電廠相關合同電價結算
用戶側儲能設施，按市場規則自行購買電量，放電時，可就近向電力用戶出售電力獲得收益
充放電4小時以上的電儲能裝置參與發電側啟停調峰，視為一臺最低穩燃功率相當的火電機組啟停調峰。
中國調峰輔助服務簡介
2006年11月，國家電監會印發了《併網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，隨後，在此《辦法》規定下，東北、西北、華北、華中、華東以及南方電監局相繼出臺各區域《發電廠併網運行管理細則》以及《併網發電廠輔助服務管理細則》(以下簡稱《兩個細則》)，中國的電力輔助服務市場開啟，調峰是其中重要的一項輔助服務。按照《兩個》細則的要求，調峰輔助服務分為基本調峰、有償調峰兩種。基本調峰是指發電機組在規定的出力調整範圍內，為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調節速度進行的發電機組出力調整所提供的服務。有償調峰是指發電機組按電力調度指令超過基本調峰範圍進行的深度調峰，以及發電機組啟停機調峰所提供的服務。基本調峰是發電機組必須提供的輔助服務，目前沒有補償，因此儲能參與調峰輔助服務，將更多的參照有償調峰的相關規定，衡量收益，制定策略。
華北電網區域內，京津唐電網，2013年3月試運行了《京津唐電網併網發電廠調峰輔助服務補償實施細則(修訂稿)》，新制定的補償辦法如下：
對應京津唐電網負荷曲線高峰、低谷形態，發電單元出力曲線峰谷差率大於京津唐電網負荷曲線峰谷差率應該獲得補償，幅度越大、調峰貢獻越大，應獲得補償越多;反之則需承擔補償費用，峰谷差率越小、應承擔費用越多。
與之前華北電網兩個細則，僅僅從調節電量的角度進行補償，新的修訂稿，將機組的變化幅度也考慮進去，變化幅度越大，越容易調節，所獲得的服務補償也就越多。最新公佈的數據顯示，華北電網內的京津唐地區，2016年1月，調峰輔助服務補償總額，按照2006年頒佈的《兩個細則》計算，為281萬元，而按照了《京津唐電網併網發電廠調峰輔助服務補償實施細則(修訂稿)》計算，補償費用則為1402萬元，提供調峰輔助服務，獲得的彙報提高了近5倍。
儲能參與調峰輔助服務的經濟性
《通知》的出臺，實質上給了儲能正當的身份，可以參與“三北”地區調峰服務。但儲能最終是否能在調峰輔助服務市場獲得推廣應用，最直接的制約因素還是在於其經濟性。
對照兩個細則，三北地區中，東北電網對於調峰的補償標準較高，因此以參與東北電網調峰輔助服務為例，計算儲能收益。
東北電網峰谷平時段劃分如下：
峰谷平時段
假設儲能系統在谷段或平段充電，峰段將電全部放光，高峰放電時獲得售電收益，谷段和平段的充電視為參與輔助服務市場調峰，獲得調峰收益。則一套儲能系統在上述時段劃分下，一天可進行2次滿充滿放。
如佈置一套10MW/4h的儲能系統，並假設其放電時上網電價採用風電上網電價核算，則其參與調峰的總收益計算如下。
1、每天調峰收益
每次可下調電量40MWh，按照補償量值高的東北電網計算，其每天的補償費用為：
調峰收益
2、每天售電收益
按照《通知》的規定，建設在發電端的儲能設施，售電按電廠上網電價計算，因此儲能高峰放電按風電上網電價0.5元/kWh計算。假設所存電量高峰期都能出售，且充放電效率為100%，不考慮充放電深度，全部放光，每天的售電收益為：
售電收益
3、全年收益
全年按360天計算，假設每天都是理想狀態，低充高放，則全年收益為：
全年收益
4、投資回收期
假設一套儲能系統的成本為3000元/kWh，不考慮其他建設、人力、運維成本，則10MW/4h的儲能系統總成本為1.2億元(3000元/kWh×40000kWh)。則整個系統的投資回收期為5.2年(1.2億元/2304萬元)。
每天2次循環，5.2年共計循環3744次(2次×360天×5.2年)，鋰離子電池、鈉硫電池、液流電池的循環壽命基本都能滿足此要求。
“三北”調峰輔助服務放開，對儲能收益的影響
依舊以上述的計算為例，在儲能不參與調峰輔助服務市場的前提下，假設僅僅削峰填谷，使用風電場電力充電，充電電費按0元/kWh計算，僅能獲得高峰售電收益。全年收益為1440萬(40000元×360天)，投資回收期8.3年，調峰服務的放開，回收期變為5.2年，儲能參與調峰輔助服務，可以大大縮短投資回收期。
當然，以上計算中，假設的場景非常理想，考慮到充放電效率，送出線路制約，存儲的電力高峰時段是否能全部出售等，投資回收期會有一定的延長，但無疑，調峰輔助服務對儲能開放，可以為儲能提供一筆較大的收益。尤其在津京唐電網，其修訂的兩個細則中，以調節幅度來衡量、計算補償收益，調峰補償因此大幅增加，考慮到儲能可獲得正負100%的調節幅度，因此，在此市場中，儲能是非常佔優的調峰資源，可以獲得更高的收益。
當然，10MW/4h的儲能系統，初始投資成本巨大，但《通知》中對於與發電廠聯合參與調峰的儲能系統並沒有明確的規模要求，因此，投資者可以依情況建設不同規模的儲能系統，從而參與調峰輔助服務市場。
另外，用戶側的分佈式儲能系統，除了為自己提供電力外，《通知》也允許其向鄰近用戶出售電力，參與系統深度調峰與啟停調峰，因此實質上為用戶用側儲能系統提供了一種可以探討的商業應用模式，對戶用儲能是一大利好。
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