鉅大LARGE | 點擊量：864次 | 2019年03月20日
電化學儲能應用前景廣闊,儲能有望成電池應用下一個風口
電化學儲能應用前景廣闊：
電化學儲能是指各種二次電池儲能，目前以鋰電池和鉛蓄電池為主。隨著風電、光伏等新能源在能源結構中占比不斷提升，以及動力鋰電池成本的快速下降，電化學儲能在峰谷電價套利、新能源并網(wǎng)以及電力系統(tǒng)輔助服務等領域的應用場景正不斷被開發(fā)并推廣開來。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，2012~2016年全球電化學儲能累計裝機量復合增長率達到32%，是發(fā)展最為迅速的儲能技術;截止2017年底，國內已投運電化學儲能累計規(guī)模為389.8MW，新增規(guī)劃、在建裝機規(guī)模為705.3MW，預計新建項目的陸續(xù)投產將支撐電化學儲能維持較高增速。
電池成本下降使得工業(yè)企業(yè)峰谷電價套利成為現(xiàn)實：
我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，儲能用于峰谷電價套利，可降低企業(yè)電力成本。利用儲能電池進行峰谷電價套利，投資回收期主要取決于峰谷電價差以及電池系統(tǒng)成本。未來峰谷價差有望逐步加強，以及鋰電池成本的進一步下降，套利空間也將逐步加大，有望加快儲能在工業(yè)峰谷電價套利領域應用。
風、光消納需要儲能保駕護航：
符合Exic IIB T4 Gc防爆標準
充電溫度：0~45℃
-放電溫度：-40~+55℃
-40℃最大放電倍率：1C
-40℃ 0.5放電容量保持率≥70%
風電、光伏發(fā)電量波動性較大，為減少電網(wǎng)頻率波動，經常會產生棄風、棄光現(xiàn)象，導致新能源利用率偏低。儲能系統(tǒng)的引入可起到平滑風光出力和能量調度的作用，從而提升新能源發(fā)電利用率。自2017年政府工作報告首次提到要有效解決棄風、棄光狀況以來，各部委陸續(xù)出臺政策文件，支持推進儲能提升可再生能源利用水平，國內也已陸續(xù)建成大量風、光儲電站示范項目。截止2017年底風電、集中式光伏合計裝機量265GW，按儲能裝置配套比例10%測算，有望產生26.5GW需求。同時，分布式光伏的爆發(fā)式增長，也有望帶動電化學儲能在分布式光伏領域用戶側套利應用。
火電儲能聯(lián)合調頻市場初起：
為接納新能源發(fā)電入網(wǎng)，對火電承擔電力系統(tǒng)調峰、調頻等輔助服務功能的要求正不斷提升，但目前火電應用于輔助服務仍面臨技術端、成本端的壓力?；痣妰δ苈?lián)合，可顯著改善調頻性能;而從收益來看，一方面降低火電企業(yè)調頻成本，另一方面有助于火電企業(yè)獲得輔助服務補償。國內現(xiàn)有火電裝機量11億千瓦，按3%配套有望產生33GW儲能電池需求。
一、儲能有望成電池應用下一個風口
儲能在電力系統(tǒng)中應用廣泛。儲能泛指能量的存儲，本報告中儲能特指電能的儲存。在整個電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)，儲能都可以有其應用，包括：在發(fā)電側，可以提高發(fā)電的穩(wěn)定性，提高電能質量，從而促使可再生能源大規(guī)模并網(wǎng);在輸變電環(huán)節(jié)，可以聯(lián)合電源降低輸變電的成本;在配送電環(huán)節(jié)，可以緩解配電的初始投資以及電網(wǎng)的升級擴容;在用戶側，可以通過峰谷差套利，提高用戶的電能質量，減少用戶的用電成本。
當前，電化學儲能技術更具有前景優(yōu)勢。電能儲存從技術上主要分為物理儲能(如抽水儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、電化學儲能(各種二次電池儲能)和電磁儲能(如超導電磁儲能、超級電容器儲能等)等類別。抽水儲能是目前最成熟、最經濟的儲能技術，已經大規(guī)模應用于系統(tǒng)調峰、調頻和備用等領域。但其一方面受到地形條件限制較大，必須具有合適建造上下水庫的地理條件，并且投資周期長;另一方面能量轉化效率不高，一般為65%~75%，不利于節(jié)能，目前規(guī)模增長較為緩慢。在抽水儲能以外的各種技術路線中，電化學儲能相比物理儲能效率更高，對外部環(huán)境條件依賴更小;相比電磁儲能，技術相對更為成熟，應用范圍也更廣。綜合來看，在當前時點，電化學儲能發(fā)展前景更有優(yōu)勢。
電化學儲能現(xiàn)總體規(guī)模占比較小，但近幾年發(fā)展迅猛。根據(jù)CNESA項目庫的不完全統(tǒng)計，截止2017年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為175.4GW，抽水儲能占比達到96%，其次為電化學儲能，占比為1.7%。雖然目前電化學儲能占比較小，但卻是發(fā)展速度最快的儲能技術，2012~2016年全球電化學儲能累計裝機量復合增長率達到32%。截止2017年底全球已投運電化學儲能項目累計功率規(guī)模為2926.6MW，新增規(guī)劃、在建的電化學儲能項目裝機規(guī)模為3063.7MW;國內已投運電化學儲能累計規(guī)模為389.8MW，新增規(guī)劃、在建裝機規(guī)模為705.3MW，預計新建項目的陸續(xù)投產將支撐電化學儲能維持較高增速。
鋰電池和鉛蓄電池占據(jù)大部分電化學儲能市場。電化學儲能載體是各種二次電池，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池和液流電池等。從各種儲能電池性能比較來看，鋰電池與鉛蓄電池由于產業(yè)化基礎較好，相比其他路線具有明顯成本優(yōu)勢，因此是目前電化學儲能的主要參與者。從全球電化學儲能技術分布上來看，鋰離子電池功率規(guī)模最大，2017年新增投運功率規(guī)模846MW，在電化學儲能中占比超過90%;而國內份額則主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據(jù)，2016、2017年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017年兩者占比分別達到51%、49%。
具體到儲能各應用場景分布，2017年國內電化學儲能項目應用集中在用戶側、集中式可再生能源并網(wǎng)以及輔助服務領域，占比分別達到59%、25%、16%。其中，鋰離子電池由于其高能量密度以及高充放電倍率優(yōu)勢，在集中式可再生能源并網(wǎng)和輔助服務領域應用占比分別達到83%、100%，而鉛蓄電池由于其成本優(yōu)勢，在用戶側領域應用占比達到77%。
動力電池產能擴張助力儲能產業(yè)發(fā)展。受到國家政策對新能源汽車的大力扶持，國內動力電池產能快速擴張，但電池產能擴張速度與新能源汽車需求擴張速度不匹配，也造成了階段性的產能過剩，比如，截止2017年底國內動力電產能已經達到120GWh，而2017年動力電池裝機量只有36GWh。隨著動力電池成本的不斷下降，其在儲能領域的應用場景正不斷被開發(fā)出來，未來在可再生能源并網(wǎng)、用戶側儲能以及電力輔助服務領域應用前景非常廣闊，儲能也有望成為電池在新能源汽車領域之外應用的下一個風口。
二、三駕馬車齊發(fā)力，電化學儲能市場前景廣闊
2.1用戶側：電池成本下降使得峰谷電價套利成為現(xiàn)實
峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，全國用電大省峰谷價差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于0.8元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
儲能有助于企業(yè)管理容量費用。對于大的工業(yè)企業(yè)，因現(xiàn)行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據(jù)，每月固定收取一定的基本電價。這些企業(yè)可以利用儲能系統(tǒng)進行容量費用管理，即在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現(xiàn)在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。
儲能可提升用戶的電能質量和可靠性。傳統(tǒng)的供電體系網(wǎng)絡復雜，設備負荷性質多變，用戶獲得的電能質量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。而用戶側安裝的儲能系統(tǒng)服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結構保證輸出更高質量的電能。當電網(wǎng)供電不足或其他特殊情況時，儲能系統(tǒng)還可以作為備用電源，提升供電可靠性。
儲能系統(tǒng)成本和峰谷價差直接決定用戶側儲能的投資效益。假設工廠每年開展生產300天，根據(jù)計算公式：靜態(tài)投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用電量*峰谷價差)/300，約定企業(yè)安裝電池容量等于其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統(tǒng)一次性投入成本和峰谷價差有關。根據(jù)CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統(tǒng)計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內儲能項目規(guī)劃建設投運最熱地區(qū)，這些地區(qū)經濟發(fā)達，工商業(yè)園區(qū)多、用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。以廣東省峰谷價差0.86元/kWh為例，采用不同的電池技術，計算各自的投資回收成本。
鋰離子電池快速發(fā)展所帶來的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場。從表2可以看出，利用鉛炭電池套利靜態(tài)投資回收期不足5年，已經具有商業(yè)化可行性。由于鋰電池成本相對較高，現(xiàn)階段鋰電池的投資回收期要長于鉛蓄電池。根據(jù)CNESA的統(tǒng)計，2017年用戶側領域新增電化學儲能項目中，鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池，也說明出于成本考慮，現(xiàn)在企業(yè)更傾向于安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著鋰離子電池技術迅速發(fā)展，其成本自2010年以來已經下降近80%。根據(jù)國家發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖》，到2020年鋰電系統(tǒng)成本將降至1元/Wh以下，屆時投資回收期有望縮短至3.9年。且隨著退役動力電池進入梯次利用領域，儲能成本將會進一步下降。
我國龐大的工業(yè)用電規(guī)模決定了用戶側儲能市場想象空間巨大。從市場規(guī)模方面，我國的工業(yè)總用電量2017年達44413億kWh，只考慮用電量最大的重工業(yè)(因為用電規(guī)模大，所需電池容量大，對應的單位成本更低，套利空間更大)，其在工業(yè)用電中占比80%。假設其中20%的企業(yè)安裝儲能系統(tǒng);我們統(tǒng)計了主要用電大省峰谷電價時段分布，保守估計法定工作時間內峰電時間占比超過40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續(xù)生產特點，假設高峰時段用電量占比為30%;按照工廠全年工作時間300天測算，那么所需電池儲能規(guī)模為：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。
國內利好政策頻出，用戶側儲能受到大力支持。自2011年《國家能源科技“十二五”規(guī)劃》出臺，其中明確提出要建成面向用戶的智能電網(wǎng)服務，并開展集中/分散式儲能等關鍵技術的研究和應用，此后不斷有政策出臺，對于推動用戶側儲能發(fā)展具有重要的意義。整體上，用戶側儲能屬于儲能的一個細分領域，尚未有專門的單獨對該行業(yè)進行指導的政策性文件;但是在一些重要的發(fā)展規(guī)劃或指導意見中都對其表達了的支持。相關政策主要分為兩類，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價、季節(jié)電價等價格機制;二是放開用戶側市場，鼓勵用戶自主參與儲能調峰。
峰谷價差有望進一步擴大，有助于提升用戶側儲能的投資效益。隨著我國經濟結構調整，第二產業(yè)用電量占比不斷下降，第三產業(yè)則不斷上升。由于工業(yè)企業(yè)相當比例具有連續(xù)生產特點，因此季節(jié)及日內用電量波動相對較小;而第三產業(yè)中與居民生活、商業(yè)相關用電不斷上升，會加大峰谷電差。實行峰谷分時電價，發(fā)揮價格杠桿作用符合商品價值規(guī)律，也可有效優(yōu)化負荷分配。我國現(xiàn)階段的峰谷價之比仍然偏低，為3~4倍。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續(xù)拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。比如2017年9月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關于北方地區(qū)清潔供暖價格政策的意見》，指出適當擴大銷售側峰谷電價差，在銷售側平均水平不變的情況下，進一步擴大采暖季谷段用電電價下浮比例等。
2.2可再生能源并網(wǎng)：風、光消納需要儲能保駕護航
2.2.1風、光+儲能模式有望得到推廣
風、光發(fā)電總量及占比不斷提高。截止2017年底我國可再生能源發(fā)電裝機總量達到6.5億千瓦，其中，水電裝機3.41億千瓦，風電裝機1.64億千瓦，光伏發(fā)電裝機1.3億千瓦，可再生能源發(fā)電裝機約占全部電力裝機的36.6%。同時，可再生能源發(fā)電量在總發(fā)電量占比逐年提高，2017年可再生能源發(fā)電量達1.7萬億千瓦時，占全部發(fā)電量的26.4%。從可再生能源發(fā)電結構上看，水電已經進入低速增長期，風、光電仍維持高增速。
棄風、棄光問題掣肘可再生能源的進一步發(fā)展。由于可再生能源電力的發(fā)電量受季節(jié)和天氣條件的影響而波動性較大，且與穩(wěn)定的用電需求不完全匹配，容易導致電網(wǎng)頻率波動較大，為滿足用戶側負荷的需求，且減少電網(wǎng)頻率波動，經常會產生棄風、棄光現(xiàn)象，導致新能源利用率偏低。2017年全國棄風、棄光電量分別達到419、73億千瓦時，棄風率12%、棄光率6%。2017年政府工作報告中首次提出要有效緩解棄風、棄光狀況;11月發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，要求到2020年在全國范圍內有效解決棄風棄光問題。
儲能系統(tǒng)有助于解決可再生能源的消納問題。儲能系統(tǒng)的引入可以為風、光電站接入電網(wǎng)提供一定的緩沖，起到平滑風光出力和能量調度的作用;并可以在相當程度上改善新能源發(fā)電功能率不穩(wěn)定，從而改善電能質量、提升新能源發(fā)電的可預測性，提高利用率。2017年10月11日，國家發(fā)改委、財政部、科技部、工信部、能源局聯(lián)合下發(fā)了儲能領域首個行業(yè)政策《關于促進我國儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見》，明確提出要推進儲能提升可再生能源利用水平，鼓勵可再生能源場站合理配置儲能系統(tǒng)，推動儲能系統(tǒng)與可再生能源協(xié)調運行，研究建立可再生能源場站側儲能補償機制，支持多種儲能促進可再生能源消納。
目前國內已經有大量風、光儲電站示范項目投入使用。以張家口風光儲示范工程為例，通過風、光、儲的6種組合發(fā)電方式與平滑處理、跟蹤計劃、系統(tǒng)調頻、削峰填谷4種功能的結合，取得了明顯效果，為大規(guī)模儲能系統(tǒng)在新能源并網(wǎng)領域的深入推廣提供了良好借鑒。截止2017年底國內集中式光伏電站裝機量約101GW，風電裝機量約164GW，假設配套10%儲能裝置，將帶來26.5GW儲能裝機量需求量;并且隨著新能源裝機量的不斷提升，市場空間將持續(xù)增大。
2.2.2分布式光伏有望成新增長點
分布式光伏發(fā)電迎來發(fā)展新契機。分布式光伏發(fā)電具有靠近用戶側、建設規(guī)模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發(fā)電重要的應用形式，此前分布式光伏發(fā)電由于投資成本高、風險大、商業(yè)模式不成熟、金融機構參與意愿低等原因，發(fā)展相對緩慢。自2016年起，隨著燃煤發(fā)電上網(wǎng)價格下調、光伏發(fā)電標桿電價下調，政策逐步向分布式光伏發(fā)電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。2016、2017年分布式光伏發(fā)電連續(xù)兩年呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中2017年全年新增裝機1944萬千瓦，同比增加358%。
目前分布式光伏電價分為“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”和“全額上網(wǎng)”兩種模式，兩者結算電價分別為：
自發(fā)自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;
余電上網(wǎng)部分電價=當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價+國家補貼+地方補貼;
全額上網(wǎng)電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區(qū))。
在“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式下，由于用戶電價高于當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價(以北京為例，脫硫煤上網(wǎng)電價約0.35元/度，用戶電價約0.77元/度)，可以看出用戶自發(fā)自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網(wǎng)補貼額度基本與全額上網(wǎng)電價相當，因此從經濟效益角度，采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式并盡可能提高自發(fā)自用電量對用戶更有吸引力。
引入儲能系統(tǒng)有利于提升光伏自用率，增大用戶收益。根據(jù)最新光伏補貼政策，2018年以后投運的采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，全電量度電補貼為每千瓦時0.37元(含稅)，較前一年度下降0.05元。為實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)，國家補貼額度逐步退出將是必然趨勢，未來用戶收益將越來越依賴自用電價收益。由于光伏發(fā)電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足30%。若引入儲能系統(tǒng)后，白天光伏發(fā)電高峰期儲能，夜晚用電高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩(wěn)步提升。
分布式光伏的大力發(fā)展將推動儲能系統(tǒng)裝機規(guī)模不斷增大。截止2017年底國內分布式光伏裝機量約30GW，按照“十三五電力規(guī)劃”，未來將大力發(fā)展分布式光伏，到2020年裝機量要達到60GW以上，按配套10%儲能裝置，未來三年分布式光伏領域有望新增6GW儲能電池裝機需求，按照4小時充電容量將對應24GWh儲能電池裝機容量需求。
2.3輔助服務：火電儲能聯(lián)合調頻市場初起
電力市場輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經營企業(yè)和電力用戶提供的服務。其主要內容包括:一次調頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調峰、無功調節(jié)、備用、黑啟動等。其中，發(fā)電機組的一次調頻、設計功率因素范圍內的無功調整和機組設計調峰率以內的調峰屬于無償且必備的基本輔助服務。而有償輔助服務指除基本輔助服務之外的其他輔助服務，包括AGC、備用、無功服務和黑啟動等。
加強火電機組調峰能力和消納新能源入網(wǎng)是當前火電發(fā)展的重要課題。我國電源結構仍以火電為主，根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)，2017年火電發(fā)電量4.61萬億千瓦時，占總發(fā)電量比重71%;總裝機量11.06億千瓦，占總裝機量比重為62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。但隨著新能源發(fā)電占比的不斷提升，為接納新能源發(fā)電入網(wǎng)，對電力系統(tǒng)調峰、調頻等輔助服務能力要求不斷提升。由于目前國內電力結構以火電為主，預計未來火電廠將主要承擔輔助服務功能。提升火電機組靈活性，加強機組調峰能力和消納新能源入網(wǎng)也是“十三五”能源戰(zhàn)略的調整重點，根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模要達到8600萬千瓦左右。
目前火電應用于輔助服務仍面臨技術端、成本端的壓力。從技術端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調頻，一次調頻機組受蓄熱制約而存在調頻量明顯不足，參與二次調頻機組爬坡速率跟不上AGC指令，一、二次調頻協(xié)聯(lián)配合也尚需加強。從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環(huán)保壓力將被迫采用更優(yōu)質燃煤增加成本，低負荷工作狀態(tài)下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調頻將降低火電機組使用率，并加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經成為火力發(fā)電成本重要組成部分。此外，三北地區(qū)新能源與火電重合度高，但火電約一半為熱電機組也限制其參與調頻能力。
電池儲能系統(tǒng)具有自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優(yōu)點，能保證電網(wǎng)周波穩(wěn)定，起到很好調頻作用?；痣妰δ芄餐瑓⑴cAGC調頻，通過儲能跟蹤AGC調度指令，實現(xiàn)快速折返、精確輸出以及瞬間調節(jié)，彌補發(fā)電機組的響應偏差，能夠顯著改善機組AGC調節(jié)性能。據(jù)測算，電池儲能系統(tǒng)單位時間內功率爬坡能力是火電燃煤機組的3倍以上，即調頻能力相當于3倍功率火電機組。一般調頻功率配套需求2~3%，國內現(xiàn)有火電裝機量11億千瓦，若按照3%配套，將產生33GW儲能電池需求。
輔助服務補償機制的建立，有望加速儲能系統(tǒng)在火電調頻領域滲透。2016年6月，國家能源局發(fā)布了《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，確定了儲能參與調峰調頻輔助服務主體地位，提出在按效果補償原則下加快調整儲能參與調峰調頻輔助服務的計量公式，提高補償力度。在五部門印發(fā)《關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見》中提到，要建立健全儲能參與輔助服務市場機制;參照火電廠提供輔助服務等相關政策和機制，允許儲能系統(tǒng)與機組聯(lián)合或作為獨立主體參與輔助服務交易;根據(jù)電力市場發(fā)展逐步優(yōu)化，在遵循自愿的交易原則基礎上，形成“按效果付費、誰受益誰付費”的市場機制。
