（接上文）

1. 裝機規(guī)模

澳大利亞咨詢公司Sun Wiz發(fā)布的最新報告顯示，2019年是澳大利亞電池儲能安裝量創(chuàng)紀錄的一年，全年新增儲能容量376兆瓦時，其中，住宅側(cè)電池容量有所下降，為233兆瓦時，共安裝了22661套戶用電池系統(tǒng)，大約每13個擁有光伏系統(tǒng)的用戶中就有1個安裝了電池儲能系統(tǒng)；電網(wǎng)級和商用電池的總安裝量超過143兆瓦時，遠高于2018年的69兆瓦時。2015～2019年澳大利亞住宅側(cè)電池儲能安裝量遠高于非住宅側(cè)，兩者分別為738兆瓦時和361兆瓦時，但這一趨勢預(yù)計將在2020年發(fā)生逆轉(zhuǎn)。據(jù)BNEF分析，2019年澳大利亞有超過7萬戶家庭安裝儲能電池，戶用儲能電池市場占全球比重近30%。預(yù)計到2020年，澳大利亞的非住宅側(cè)電池儲能容量將超過500兆瓦時，新增容量至少是住宅側(cè)儲能容量的兩倍。

2. 產(chǎn)業(yè)政策與市場規(guī)則

澳大利亞多地政府制定了儲能安裝激勵計劃，通過補貼重點支持用戶側(cè)儲能系統(tǒng)。北領(lǐng)地政府和西澳大利亞州于2020年推出太陽能+儲能項目激勵計劃，主要為電網(wǎng)級、住宅以及社區(qū)級太陽能+儲能項目提供資助。由于澳大利亞的儲能市場以戶用與商用儲能為主，工業(yè)大規(guī)模儲能發(fā)展相對落后，因此政府目前的政策制定工作重點在于規(guī)范戶用與商用儲能市場發(fā)展。2017年澳大利亞清潔能源協(xié)會向聯(lián)邦政府提出了13項政策建議，涉及創(chuàng)造公平競爭環(huán)境、消除戶用與商用儲能市場管理障礙、戶用與商用儲能價值認可與投資回報、建立標準及保護用戶四個方面。BNEF發(fā)布的報告顯示，自2016年以來，澳大利亞戶用光伏安裝量每年都創(chuàng)下新高，2019年創(chuàng)下年度新增裝機高點，而2020年預(yù)計還會有所突破。家庭用戶將繼續(xù)主導(dǎo)儲能投資，但隨著經(jīng)濟性提高和新商業(yè)模式出現(xiàn)，工商業(yè)儲能規(guī)模將實現(xiàn)快速增長。

2016年11月，澳大利亞能源市場委員會（AEMC）發(fā)布《國家電力修改規(guī)則2016》，提出將輔助服務(wù)市場開放給新的市場參與者，即大型發(fā)電企業(yè)以外的、市場化的輔助服務(wù)提供商。澳大利亞調(diào)頻輔助服務(wù)規(guī)則修訂后，市場參與者既可以在一個地點提供輔助服務(wù)，也可以將多個地點的負荷或機組集合起來提供服務(wù)。該規(guī)則于2017年7月開始實行，大大增加了儲能參與澳大利亞電力輔助服務(wù)市場的機會，不僅有助于增加澳大利亞調(diào)頻服務(wù)資源的供應(yīng)，還能夠降低調(diào)頻服務(wù)市場價格。在創(chuàng)建公平合理的市場競爭環(huán)境方面，2017年8月，AEMC發(fā)布《國家電力修改規(guī)則2017》，旨在通過界定用戶側(cè)資源的所有權(quán)和使用權(quán)，明確用戶側(cè)資源可以提供的服務(wù)，來避免用戶側(cè)資源在參與電力市場過程中遭遇不公平競爭。2017年11月，AEMC將國家電力市場交易結(jié)算周期從現(xiàn)行的30分鐘改為5分鐘。這一機制不僅能夠促進儲能在澳大利亞電力市場中實現(xiàn)更有效的應(yīng)用并獲得合理補償，還將推動基于快速響應(yīng)技術(shù)的更多市場主體以及合同形式的出現(xiàn)，對儲能在電力市場中的多元化應(yīng)用產(chǎn)生重要影響。

1. 裝機規(guī)模

據(jù)統(tǒng)計，截至2019年底，歐洲電池儲能市場的裝機規(guī)模達到3.5吉瓦左右，德國占比達到31.4%，德國的電池儲能容量達到1.1吉瓦，同比上升41%，預(yù)計2020年底將達到1.4吉瓦。其中，公用事業(yè)級儲能項目2019年新增89兆瓦，累計規(guī)模達453兆瓦，2020年累計規(guī)模將會增加至517兆瓦。另一方面，2019年德國家用電池儲能市場繼續(xù)發(fā)展，已投運家用儲能容量達680兆瓦，新增240兆瓦，共有18.2萬套系統(tǒng)，主要用于與屋頂光伏系統(tǒng)或者與電動汽車搭配。根據(jù)德國貿(mào)易促進署的數(shù)據(jù)，德國用戶側(cè)儲能系統(tǒng)將以年度超過5萬套的速度持續(xù)安裝，并在2020年突破20萬套儲能系統(tǒng)的安裝量。

2. 產(chǎn)業(yè)政策與市場規(guī)則

德國是支持儲能系統(tǒng)發(fā)展的主要國家之一，主要通過贈款或者補貼融資來提供資金支持。德國儲能發(fā)展的主要應(yīng)用領(lǐng)域為屋頂光伏+電池儲能、社區(qū)儲能模式、集中式參與調(diào)頻市場和大型儲能系統(tǒng)參與調(diào)頻。其中，德國家庭儲能市場的爆發(fā)和德國政府推出的太陽能儲能補貼政策關(guān)系甚密。2013年5月，德國政府通過政策性銀行——德國復(fù)興信貸銀行（KfW）對家用太陽能電池儲能系統(tǒng)進行補貼。補貼的對象是新建的太陽能電站加上儲能設(shè)備，或者在現(xiàn)有的太陽能電站上安裝儲能設(shè)備進行升級。從政策執(zhí)行效果來看，分布式光儲補貼已經(jīng)推動德國成為全球主要戶用儲能市場之一。2013年，德國家用和商業(yè)用儲能系統(tǒng)還不足1萬套，到2018年底，這一數(shù)字已經(jīng)增長至12萬套，其中絕大部分是戶用儲能系統(tǒng)。

近年來，德國也開始通過調(diào)整市場規(guī)則為分布式儲能參與電力市場提供便利，其中影響較大的是德國聯(lián)邦電網(wǎng)管理局對二次調(diào)頻和三次調(diào)頻的競價時間和最低投標規(guī)模進行的調(diào)整。針對競價時間，自2018年7月起，二次調(diào)頻和三次調(diào)頻的競價時間由每周改為每日進行。同時，其供應(yīng)時間段也由原來的每天2段、每段12小時改為每天6段、每段4小時。競價在交付日的前一周上午十點開始，在交付日前一日的上午八點結(jié)束。針對最低投標規(guī)模，自2018年7月起，經(jīng)聯(lián)邦電網(wǎng)管理局許可的小型供應(yīng)商有機會提供低于5兆瓦（原先要求的最小規(guī)模）的二次調(diào)頻和分鐘調(diào)頻服務(wù)，如1兆瓦、2兆瓦、3兆瓦等，前提是該供應(yīng)商在每個調(diào)頻區(qū)域、每個供應(yīng)時間段，針對每個調(diào)頻產(chǎn)品，只能以單一競價單元參與報價，以防止大儲能電站拆分成小單元參與競價。這些規(guī)則修改能夠讓可再生能源設(shè)備、需求側(cè)管理系統(tǒng)、電池儲能設(shè)備等裝機功率較小的運營商有機會進入輔助服務(wù)市場，每天的競價和更短的服務(wù)供應(yīng)窗口允許可用的儲能容量參與更多目標市場，能夠更有效地激發(fā)聚合的儲能容量獲得疊加收益。

除抽水蓄能外，在全球儲能投運項目中，2008年，鈉離子電池和飛輪儲能為主要技術(shù)類型；2009年，所投運項目幾乎全部為鈉離子電池儲能項目；2010年，鋰離子電池儲能項目呈爆發(fā)增長，約占當(dāng)年投運儲能項目的70%，并且自2012年起，應(yīng)用鋰離子電池技術(shù)的投運項目占比最大，到2017年，鋰離子電池技術(shù)已占據(jù)90%以上的市場份額。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，近五年全球已投運儲能項目中，鋰電儲能系統(tǒng)占比均超過80%，2019年上半年，鋰電儲能新增投運項目的裝機占比最大，為85.7%。鋰離子電池作為主流技術(shù)路線，具備成本下降空間。目前已商業(yè)化應(yīng)用的電化學(xué)儲能技術(shù)主要為鉛蓄電池和鋰離子電池。根據(jù)BNEF預(yù)計，2020年至2023年鋰電價格有望降至150美元/千瓦時，達到儲能系統(tǒng)應(yīng)用的經(jīng)濟性拐點。

對儲能項目技術(shù)類型的分析表明，基于鈦酸鋰（LTO）電池和鎳錳鈷氧化物（NMC）電池的儲能系統(tǒng)主要用于頻率控制任務(wù)，在這些任務(wù)中，需要快速輸出功率或接收小容量功率。磷酸鐵鋰（LFP）電池技術(shù)幾乎可用于所有應(yīng)用。而具有較長放電時間的液流電池更多是用于解決備用問題，特別是用于大功率儲能的釩氧化還原液流電池。鈉硫電池技術(shù)是目前唯一同時具備大容量和高能量密度的儲能電池，但由于鈉硫電池仍面臨成本高的難題，所以目前尚未在全球?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。通過對不同技術(shù)類型電池每小時耗能情況進行分析，可得出結(jié)論：鈦酸鋰（LTO）電池太陽能裝置能耗大大低于基于LFP、液流電池和壓縮空氣儲能系統(tǒng)的能耗。

此外，以飛輪儲能為代表的物理儲能技術(shù)實現(xiàn)了技術(shù)突破。目前國外市場已經(jīng)全面啟動了飛輪儲能的推廣應(yīng)用，美國Active Power公司專門生產(chǎn)和銷售UPS飛輪電池，年銷售額達到7000萬美元。英國研發(fā)出的飛輪儲能技術(shù)裝置在無需維護的情況下能夠使用25年，反復(fù)充放電100萬次，同時不會出現(xiàn)能量損耗。

以調(diào)頻為代表的輔助服務(wù)市場是目前全球儲能產(chǎn)業(yè)最具商業(yè)價值的應(yīng)用領(lǐng)域。從儲能市場應(yīng)用來看，根據(jù)DOE數(shù)據(jù)，2018年，有一半以上的儲能項目參與了頻率調(diào)節(jié)市場（見圖3）。根據(jù)BNEF統(tǒng)計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調(diào)頻應(yīng)用占比分別為41%、50%。在傳統(tǒng)能源結(jié)構(gòu)中，電網(wǎng)短時間內(nèi)的能量不平衡是由傳統(tǒng)機組通過響應(yīng)AGC信號來進行調(diào)節(jié)的。而隨著新能源并網(wǎng)，風(fēng)光的波動性和隨機性使得電網(wǎng)短時間內(nèi)的能量不平衡加劇，傳統(tǒng)能源由于調(diào)頻速度慢，在響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度指令時具有滯后性，有時會出現(xiàn)反向調(diào)節(jié)之類的錯誤動作，因此不能滿足新增的需求。相較而言，儲能（特別是電化學(xué)儲能）調(diào)頻速度快，電池可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉(zhuǎn)換，是非常好的調(diào)頻資源。

儲能另一個典型應(yīng)用是能量時移，占儲能項目應(yīng)用的13%。能量時移就是通過儲能的方式實現(xiàn)用電負荷的削峰填谷，即發(fā)電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。此外，將可再生能源的棄風(fēng)棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網(wǎng)也是能量時移。

第三大應(yīng)用是幫助用戶側(cè)電費管理，該應(yīng)用的儲能項目約占11%。在用戶側(cè)儲能中用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在用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。

此外，儲能應(yīng)用較為活躍的領(lǐng)域還有供電備用容量，占比9%。備用容量是指在滿足預(yù)計負荷需求以外，針對突發(fā)情況為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預(yù)留的有功功率儲備，一般備用容量是系統(tǒng)正常電力供應(yīng)容量的15%～20%，且最小值應(yīng)等于系統(tǒng)中單機裝機容量最大的機組容量。由于備用容量針對的是突發(fā)情況，一般年運行頻率較低，如果是采用電池單獨做備用容量服務(wù)，經(jīng)濟性無法得到保障，因此需要將其與現(xiàn)有備用容量的成本進行比較來確定實際的替代效應(yīng)。

資料來源：DOE，EnergyNet

圖3  全球儲能市場主要應(yīng)用場景分布情況

美國加州太平洋煤氣電力公司公布的儲能項目實際運行收益狀況報告EPIC（Electric Program Investment Charge）表明，現(xiàn)階段儲能在調(diào)頻領(lǐng)域已有一定的經(jīng)濟性；而由于電價差不足以抵消儲能系統(tǒng)循環(huán)效率、電池老化等造成的損失，在能量市場的收益并不樂觀；參與旋轉(zhuǎn)備用容量市場，其收益包括備用容量的收益和被調(diào)用后的能量收益，機會成本較高，收益較低，還不足以支撐項目盈利。

文章來源：微信公眾號“ 能源研究俱樂部 ”

2020/7/22