国际储能市场最新发展动向及趋势

　　近年来，全球储能产业发展迅速。全球主要储能应用国家普遍通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展，并逐步降低储能参与电力市场的门槛。众多储能技术路线中，抽水蓄能是全球迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后。从应用场景看，全球储能市场主要应用场景更加多元，应用最多的是参与频率调节市场，其次是参与能量时移。随着锂离子电池成本的快速下降，未来潜在的储能市场空间更加广阔。从电化学储能细分技术类别看，未来15年，固定式储能领域应用最多的仍将是锂离子电池，而液流电池、钠硫电池等技术则有望在长时储能应用中取得突破性进展。本报告从全球及典型市场储能部署、产业政策、热点技术应用场景及技术经济性等方面，分析了国际储能市场最新发展动向及趋势，供参考。

　　基于已公布储能项目统计，2019年，全球储能新增装机规模为2.7吉瓦/5.5吉瓦时，全球宣布开发的储能项目总规模为9.7吉瓦。2017年、2018年新增装机容量分别达到4吉瓦、8吉瓦。综合各机构的统计结果，2019年，虽然全球年度储能装机增速放缓，但仍稳步增长。

　　来自美国能源部全球储能数据库（DOE Global Energy Storage Database）的更新数据显示，截至2020年2月18日，全球包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能和储热等在内累计运行的储能项目装机规模为191.15吉瓦（共1686个在运项目），其中抽水蓄能181.12吉瓦（350个在运项目）、电化学储能4.05吉瓦（1023个在运项目）、储热3.28吉瓦（220个在运项目）、其他机械储能2.61吉瓦（80个在运项目）、储氢0.02吉瓦（13个在运项目）（见图1）。其中，抽水蓄能占全球储能装机总量的95%，电化学储能和储热各占2%左右，其他机械储能占比约为1%。

　　从技术分布来看，抽水蓄能是全球迄今为止部署最多的储能方式，是目前最为成熟、成本最低的储能技术；其次是电化学储能和储热，电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术；飞轮储能等机械储能也存在较大的发展前景。目前，全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。

　　从地区分布来看，2019年美国、中国的储能项目累计装机规模居于全球前两位，美国33.4吉瓦，中国32.3吉瓦。当年新增规模中，欧洲装机量新增1吉瓦时，较2018年的1.4吉瓦时下滑28.6%，韩国新增装机约2吉瓦时，同比下滑50%。2018年韩国电化学储能累计装机量一度排名全球第一，这得益于韩国推行的可再生能源配额制以及电费折扣计划。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目数据库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的储能项目累计装机容量为32.3吉瓦，同比增长3.2%，装机规模增长速度有所降低。

　　从产业政策来看，美国、英国、澳大利亚、德国等国主要通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展。在完善储能参与电力市场规则时，不断明确储能功能定位，让其获得参与电力市场的合理身份，但不同国家对储能的定位存在差异。比如，2018年，美国将储能列为独立的电力资产；2019年6月，英国对储能定义进行修订，将储能系统归类为发电设施。近年来，英国允许储能参与容量市场，德国、澳大利亚等国降低进入市场的储能装机规模要求，缩短结算周期等，让小型储能供应商有机会参与市场，并防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。这些国家总体上是降低储能参与市场的门槛，以鼓励储能发挥在电力系统中的多重作用。

　　近年来，随着全球可再生能源开发利用的规模加大，储能技术的发展与突破也成为各国关注的重点领域。目前，亚洲、欧洲、北美等地区国家纷纷部署储能项目，并相继出台支持政策来促进储能项目的研究与应用。下面以美、英、澳、德四国为例，对典型市场储能发展现状与产业政策进行分析。

　　美国是全球储能产业发展较早的国家，也是目前拥有储能项目最多的国家，并拥有全球近半数的示范项目。截至2018年底，美国储能装机总规模达到32.9吉瓦，占全球比重的18.2%，2019年又新增装机523兆瓦。美国储能协会和伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）的数据显示，在2019年第四季度部署的186兆瓦储能系统中，电网侧储能为103.8兆瓦，非住宅用户侧储能为42.2兆瓦，而住宅储能达到了创纪录的40.48兆瓦，是2018年第四季度的两倍。从地区上看，美国加州地区将继续引领全美储能产业的发展，夏威夷州、纽约州和德克萨斯州等地区的储能市场也开始呈现爆发趋势（见图2）。

　　战略规划与法规方面，2020年1月8日，美国能源部长Dan Brouillette宣布启动储能大挑战（Energy Storage Grand Challenge）以帮助开发下一代储能技术并将其推向市场，该计划旨在确保到2030年美国成为全球储能行业领导者。美国前瞻性储能政策的领导者是加州，加州在2013年就通过了一项计划，要求所有的公用事业公司（IOUs）到2020年采购1325兆瓦的储能。2017年，加州公用事业委员会又发布了第2868号法案，要求IOUs额外采购500兆瓦的分布式储能。弗吉尼亚州和内华达州也在2019年相继提出储能目标。目前，美国制定或已实施储能发展目标的州已经达到八个。同时，美国各州正在解决立法、行政命令、监管程序等众多问题，这些问题将影响储能系统的总体成本和价值、储能系统与电网的连接过程。仅在2019年，美国各州的立法机关就审议了30多项与储能部署相关的法案，十几个州的监管委员会处理了一系列影响储能部署的监管程序。

　　补贴方面，自发电激励计划（SGIP）是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据CNESA全球储能项目数据库，将分布式储能纳入补贴范围开始至2019年7月期间，SGIP处于补贴流程中以及已经获得全额补贴的储能项目数量（不包含取消的）达到13156个。其中，约6281个储能项目已经获得了SGIP的全额补贴支付。在用户侧储能项目前五年的收益中，SGIP补贴收益占到总收益的40%～50%。从将储能纳入补贴范围至今，SGIP经历了多次调整和修改。2018年8月，加州议会通过SB700法案，将SGIP计划的截止日期延长至2026年，用于持续激励更多分布式储能项目的建设。同时，从申请SGIP补贴的储能设备厂商来看，特斯拉、LG化学、Stem Inc、CODAEnergy等企业获得补贴的项目数量、能量规模和金额位居前列，补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。

　　税收方面，投资税收减免（ITC）是美国为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照投资额的30%抵扣应纳税。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。美国ITC自2020年开始下降，税抵退坡。2016～2019年，ITC仍维持在系统成本的30%；2020年，ITC开始下降至系统成本的26%；2021年，税收抵免进一步降至系统成本的22%；2022年以后，新的商业太阳能系统的所有者可以从其税收中扣除系统成本的10%，住宅ITC将取消。这在一定程度上说明2022年后，光伏配套储能系统成本有望降低至可接受水平，实现无ITC平价应用。

　　电力市场规则方面，美国对储能参加电力市场比较重视，美国联邦能源监管委员会（FERC）2013年发布792号法令简化小型发电设备并网流程，2015年发布745号法令允许消费端能源产品和服务参与批发电力市场，2016年开始就储能与分布式能源参与电力市场方面的规则进行建议征集和全面修改。2018年2月，FERC发布841号法令的草案，正式要求区域输电组织（RTOs）和独立系统运营商（ISOs）建立相关的批发电力市场模式、市场规则，包括储能技术参数，参与市场的规模要求以及资格等，以便使储能可以参与RTOs/ISOs运营的所有电力市场。针对市场参与模式、市场规则的建立，FERC提出四项标准（见表1）。在电力市场规则方面，除了FREC的841号法案外，美国储能产业发展的主要思路包括将储能列为独立的电力资产，定义储能参与电力市场的模式，降低储能参与电力市场的门槛等。

　　PJMINT.,L.L.C.（PJM）是美国最大的区域电力市场运营商，不拥有输电资产，负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。PJM是美国储能功率装机规模最大的地区，占到美国已投运项目近40%的功率规模和31%的能量规模，平均功率规模为12兆瓦，平均储能充放电时长为45分钟。PJM区域电力市场的储能项目以功率型应用为主，储能电站之所以在PJM调频市场中得到较好的商业化运营，得益于公平的市场环境和按效果付费的价格机制。

　　2011年，FERC755号法令要求电网运营商按调频性能进行补偿。2012年11月，PJM为了引入准确但电量有限的储能资源，将调频信号分为两种信号：慢响应调节信号A（RegA）和快速响应调节信号D（RegD）。储能凭借快速的响应特性，在各类调频资源中表现优异，取代燃气机组成为PJM最大调频来源。储能资源为了实现能量中性有时执行与电网调频需求相反的操作。为此，PJM于2017年初修订市场规则，维持调频服务的能量中性，要求RegD资源将不再只提供短周期调频服务，储能系统也将被要求延长电网充放电时间。市场规则的修改意味着储能系统需要配置更大的容量和充放电周期，也大幅降低了储能的安装增速。

　　美国CAISO（California Independent System Operator，Inc）是加州电力市场的运营主体和加州电网的调度中心，服务于加州三千万人口，控制超过2.5万英里的输电线路，发电总装机容量超过5亿千瓦。CAISO是美国储能能量规模最大的地区，占到美国已投运项目44%的能量规模和18%的功率规模。加州储能以提供能量服务为主，应用领域比PJM更为多样。CAISO储能项目的平均功率规模为5兆瓦，平均储能充放电时长为4小时。

　　太平洋燃气电力公司（PG&E）、圣地亚哥燃气电力公司（SDG&E）、南加州爱迪生公司（SCE）等投资者所有的IOUs是加州储能项目的主要投资开发主体。IOUs一方面积极推动电网级储能电站和工商业用户侧储能电站的建设，另一方面积极通过与用户共享资产的模式，集成用户侧分布式储能资源提供电力服务。目前加州62%的储能装机规模由SCE和SDG&E采购和应用，主要解决储气库泄漏带来的供电稳定性问题，满足该州发电资源至少4小时备用容量的要求。因此，加州储能呈现出更大储能能量的发展趋势。此外，加州还是小型储能系统（小于1兆瓦）的主要应用地区。美国90%的储能系统应用于加州，其中商业领域应用主要分布于SCE和SDG&E地区，工业领域应用主要分布于PG&E地区。

　　2017年，英国储能市场规模迎来爆发式增长，其累计投运储能项目规模达到2016年同期规模的10倍。截至2019年6月初，英国已经部署装机容量700兆瓦的大型电池储能系统。目前英国将近800兆瓦储能项目处于正在建设/准备建设阶段。根据帝国理工学院针对Drax Electric Insights进行的分析，在英国、欧盟和美国，在能源转型中，随着可再生能源发电（风能和太阳能）高比例接入到能源系统，其对能源存储的需求将持续增加。在接下来的20到30年中，仅英国的储能总容量就将增加到30吉瓦或更多。

　　英国电力市场化改革是世界许多国家参考的典范。2011年，英国能源部正式发布《电力市场化改革白皮书（2011）》，该法案目的是通过建立容量市场，为容量提供稳定、持续性的新激励，保证现有容量机组的盈利能力，维持投资者对新建容量机组的热情。英国从2016年开始允许包括电化学储能在内的新兴资源参与容量市场，容量市场允许参与容量竞拍的资源同时参与电能批发市场，这极大地促进了英国储能装机容量快速提升。彭博新能源财经（BNEF）发布报告显示，2019年英国T-4容量竞价出清价格为15.97英镑/千瓦（以2018/19年价格为基准），逆转容量价格走低的趋势。BNEF认为，英国储能市场给电力行业带来的影响越来越明显。煤电退役将再推迟一年，到2024年，届时迫于政策压力，煤电将不得不关停。随着火电逐步退役，2023～2024年度英国调峰机组、储能和需求响应的并网规模将达到7.1吉瓦。

　　2016年以来，英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。2017年，英国将储能纳入“英国智能灵活能源系统发展战略”，使储能具备参与英国电力市场的合理身份，并肯定其作用。英国天然气和电力市场办公室（OFGEM）于2018年10月更新了“智能系统和灵活性计划”，进一步消除智能技术（如储能）的市场障碍。该计划提出要将储能定义为发电资产的一部分，还提出进行增强频率响应项目招标。OFGEM于2019年6月对储能定义进行了修订，将储能系统归类为发电设施。这一举措否定了原来具有争议的储能系统双重收费政策，即将储能系统作为用电设施进行收费的同时，又作为发电设施收费。这种双重收费政策在欧洲各国普遍采用。储能系统成为发电设施的优势是能够在业界已经熟悉的规则中工作，并且业界厂商了解储能系统如何适应这些规则。

　　澳大利亚咨询公司Sun Wiz发布的最新报告显示，2019年是澳大利亚电池储能安装量创纪录的一年，全年新增储能容量376兆瓦时，其中，住宅侧电池容量有所下降，为233兆瓦时，共安装了22661套户用电池系统，大约每13个拥有光伏系统的用户中就有1个安装了电池储能系统；电网级和商用电池的总安装量超过143兆瓦时，远高于2018年的69兆瓦时。2015～2019年澳大利亚住宅侧电池储能安装量远高于非住宅侧，两者分别为738兆瓦时和361兆瓦时，但这一趋势预计将在2020年发生逆转。据BNEF分析，2019年澳大利亚有超过7万户家庭安装储能电池，户用储能电池市场占全球比重近30%。预计到2020年，澳大利亚的非住宅侧电池储能容量将超过500兆瓦时，新增容量至少是住宅侧储能容量的两倍。

　　澳大利亚多地政府制定了储能安装激励计划，通过补贴重点支持用户侧储能系统。北领地政府和西澳大利亚州于2020年推出太阳能+储能项目激励计划，主要为电网级、住宅以及社区级太阳能+储能项目提供资助。由于澳大利亚的储能市场以户用与商用储能为主，工业大规模储能发展相对落后，因此政府目前的政策制定工作重点在于规范户用与商用储能市场发展。2017年澳大利亚清洁能源协会向联邦政府提出了13项政策建议，涉及创造公平竞争环境、消除户用与商用储能市场管理障碍、户用与商用储能价值认可与投资回报、建立标准及保护用户四个方面。BNEF发布的报告显示，自2016年以来，澳大利亚户用光伏安装量每年都创下新高，2019年创下年度新增装机高点，而2020年预计还会有所突破。家庭用户将继续主导储能投资，但随着经济性提高和新商业模式出现，工商业储能规模将实现快速增长。

　　2016年11月，澳大利亚能源市场委员会（AEMC）发布《国家电力修改规则2016》，提出将辅助服务市场开放给新的市场参与者，即大型发电企业以外的、市场化的辅助服务提供商。澳大利亚调频辅助服务规则修订后，市场参与者既可以在一个地点提供辅助服务，也可以将多个地点的负荷或机组集合起来提供服务。该规则于2017年7月开始实行，大大增加了储能参与澳大利亚电力辅助服务市场的机会，不仅有助于增加澳大利亚调频服务资源的供应，还能够降低调频服务市场价格。在创建公平合理的市场竞争环境方面，2017年8月，AEMC发布《国家电力修改规则2017》，旨在通过界定用户侧资源的所有权和使用权，明确用户侧资源可以提供的服务，来避免用户侧资源在参与电力市场过程中遭遇不公平竞争。2017年11月，AEMC将国家电力市场交易结算周期从现行的30分钟改为5分钟。这一机制不仅能够促进储能在澳大利亚电力市场中实现更有效的应用并获得合理补偿，还将推动基于快速响应技术的更多市场主体以及合同形式的出现，对储能在电力市场中的多元化应用产生重要影响。

　　澳大利亚国家电力市场（NEM）是单一电量市场，采用分区电价区域，目前分为5个区域，大致按照州的边际划分。NEM上的储能系统参与了现有市场参与者类别的框架，有双重身份：就电力供应而言，与发电机有关；在购买方面，与电力消费者有关。

　　据统计，截至2019年底，欧洲电池储能市场的装机规模达到3.5吉瓦左右，德国占比达到31.4%，德国的电池储能容量达到1.1吉瓦，同比上升41%，预计2020年底将达到1.4吉瓦。其中，公用事业级储能项目2019年新增89兆瓦，累计规模达453兆瓦，2020年累计规模将会增加至517兆瓦。另一方面，2019年德国家用电池储能市场继续发展，已投运家用储能容量达680兆瓦，新增240兆瓦，共有18.2万套系统，主要用于与屋顶光伏系统或者与电动汽车搭配。根据德国贸易促进署的数据，德国用户侧储能系统将以年度超过5万套的速度持续安装，并在2020年突破20万套储能系统的安装量。

　　德国是支持储能系统发展的主要国家之一，主要通过赠款或者补贴融资来提供资金支持。德国储能发展的主要应用领域为屋顶光伏+电池储能、社区储能模式、集中式参与调频市场和大型储能系统参与调频。其中，德国家庭储能市场的爆发和德国政府推出的太阳能储能补贴政策关系甚密。2013年5月，德国政府通过政策性银行——德国复兴信贷银行（KfW）对家用太阳能电池储能系统进行补贴。补贴的对象是新建的太阳能电站加上储能设备，或者在现有的太阳能电站上安装储能设备进行升级。从政策执行效果来看，分布式光储补贴已经推动德国成为全球主要户用储能市场之一。2013年，德国家用和商业用储能系统还不足1万套，到2018年底，这一数字已经增长至12万套，其中绝大部分是户用储能系统。

　　近年来，德国也开始通过调整市场规则为分布式储能参与电力市场提供便利，其中影响较大的是德国联邦电网管理局对二次调频和三次调频的竞价时间和最低投标规模进行的调整。针对竞价时间，自2018年7月起，二次调频和三次调频的竞价时间由每周改为每日进行。同时，其供应时间段也由原来的每天2段、每段12小时改为每天6段、每段4小时。竞价在交付日的前一周上午十点开始，在交付日前一日的上午八点结束。针对最低投标规模，自2018年7月起，经联邦电网管理局许可的小型供应商有机会提供低于5兆瓦（原先要求的最小规模）的二次调频和分钟调频服务，如1兆瓦、2兆瓦、3兆瓦等，前提是该供应商在每个调频区域、每个供应时间段，针对每个调频产品，只能以单一竞价单元参与报价，以防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。这些规则修改能够让可再生能源设备、需求侧管理系统、电池储能设备等装机功率较小的运营商有机会进入辅助服务市场，每天的竞价和更短的服务供应窗口允许可用的储能容量参与更多目标市场，能够更有效地激发聚合的储能容量获得叠加收益。

　　除抽水蓄能外，在全球储能投运项目中，2008年，钠离子电池和飞轮储能为主要技术类型；2009年，所投运项目几乎全部为钠离子电池储能项目；2010年，锂离子电池储能项目呈爆发增长，约占当年投运储能项目的70%，并且自2012年起，应用锂离子电池技术的投运项目占比最大，到2017年，锂离子电池技术已占据90%以上的市场份额。根据CNESA统计，近五年全球已投运储能项目中，锂电储能系统占比均超过80%，2019年上半年，锂电储能新增投运项目的装机占比最大，为85.7%。锂离子电池作为主流技术路线，具备成本下降空间。目前已商业化应用的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据BNEF预计，2020年至2023年锂电价格有望降至150美元/千瓦时，达到储能系统应用的经济性拐点。

　　对储能项目技术类型的分析表明，基于钛酸锂（LTO）电池和镍锰钴氧化物（NMC）电池的储能系统主要用于频率控制任务，在这些任务中，需要快速输出功率或接收小容量功率。磷酸铁锂（LFP）电池技术几乎可用于所有应用。而具有较长放电时间的液流电池更多是用于解决备用问题，特别是用于大功率储能的钒氧化还原液流电池。钠硫电池技术是目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池，但由于钠硫电池仍面临成本高的难题，所以目前尚未在全球实现大规模应用。通过对不同技术类型电池每小时耗能情况进行分析，可得出结论：钛酸锂（LTO）电池太阳能装置能耗大大低于基于LFP、液流电池和压缩空气储能系统的能耗。

　　此外，以飞轮储能为代表的物理储能技术实现了技术突破。目前国外市场已经全面启动了飞轮储能的推广应用，美国Active Power公司专门生产和销售UPS飞轮电池，年销售额达到7000万美元。英国研发出的飞轮储能技术装置在无需维护的情况下能够使用25年，反复充放电100万次，同时不会出现能量损耗。

　　以调频为代表的辅助服务市场是目前全球储能产业最具商业价值的应用领域。从储能市场应用来看，根据DOE数据，2018年，有一半以上的储能项目参与了频率调节市场（见图3）。根据BNEF统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分别为41%、50%。在传统能源结构中，电网短时间内的能量不平衡是由传统机组通过响应AGC信号来进行调节的。而随着新能源并网，风光的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，传统能源由于调频速度慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节之类的错误动作，因此不能满足新增的需求。相较而言，储能（特别是电化学储能）调频速度快，电池可以灵活地在充放电状态之间转换，是非常好的调频资源。

　　储能另一个典型应用是能量时移，占储能项目应用的13%。能量时移就是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。此外，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。

　　第三大应用是帮助用户侧电费管理，该应用的储能项目约占11%。在用户侧储能中用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本。

　　此外，储能应用较为活跃的领域还有供电备用容量，占比9%。备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备，一般备用容量是系统正常电力供应容量的15%～20%，且最小值应等于系统中单机装机容量最大的机组容量。由于备用容量针对的是突发情况，一般年运行频率较低，如果是采用电池单独做备用容量服务，经济性无法得到保障，因此需要将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。

　　美国加州太平洋煤气电力公司公布的储能项目实际运行收益状况报告EPIC（Electric Program Investment Charge）表明，现阶段储能在调频领域已有一定的经济性；而由于电价差不足以抵消储能系统循环效率、电池老化等造成的损失，在能量市场的收益并不乐观；参与旋转备用容量市场，其收益包括备用容量的收益和被调用后的能量收益，机会成本较高，收益较低，还不足以支撑项目盈利。

　　长时储能应用正在电力系统中进行部署，以平衡电力波动，管理峰值需求，使风力发电和太阳能发电可以调度。根据长时储能曲线划分，全球发展前景较好的长时储能技术包括五种：抽水蓄能技术、混凝土砌块储能技术、液态空气储能技术、地下压缩空气储能技术和液流电池储能技术。

　　美国各州都很重视新能源电力发展，新能源储能技术对于实现平抑新能源出力波动、促进电网稳定这一目标至关重要。美国加州公共事业委员会（CPUC）表示，加州计划到2026年部署装机容量为1吉瓦的新能源长时储能系统，以推进其清洁能源转型。CPUC对2019～2020年电力资源组合提出的最佳投资组合建议，包括大量使用太阳能、风能和电池存储资源，以及长时储能和基于新传输系统的州外风能。目前，纽约州正在开发能够储能6小时以上的经济可行的储能系统。

　　锂离子电池在储能市场占比较大，但其应用在长时储能系统中并不是较优选择。在大部分风能和太阳能为电网供电的地区，采用压缩空气蓄能（CAES）技术的长时储能资源正变得越来越有价值。CAES系统在电力充足的时候进行空气压缩储能，等到电力匮乏之时，再通过解压空气进行发电。加拿大初创公司Hydrostor致力于开发压缩空气储能系统，NRStorHydrostor压缩空气储能项目是一个很好的案例。Hydrostor利用其A-CAES技术和专门建造的地下储存洞穴开发大规模的储能设施。该技术可以像抽水蓄能一样提供长时间的存储，而且可以进行灵活安装，此外，此类设施完全不排放废气，成本低廉。

　　近年来，全球光伏发电比例不断增加，为保障电能质量、提升电网灵活性、提高分布式光伏自发自用比例，降低用户用电成本，又加之锂离子电池系统成本大幅下降，循环寿命不断提高，光伏整合储能技术系统建设成为储能全球应用的主流。以德国、英国、澳大利亚、美国、日本为代表的国家在“光伏+储能”方面走在了世界前列，而与储能相关的项目也成为这些国家的投资热点。这些光储项目还可以抵消对新建燃气机组提供容量服务的需求，具体的系统配置取决于项目所在地区的尖峰负荷时长和燃气机组利用率。目前光储项目的合约类型也在不断创新和多元化。

　　以美国为例，内华达州公用事业委员会（PUCN）已批准Quinbrook与NV Energy签订为期25年的售电协议（PPA），用于克拉克690兆瓦AC Gemini太阳能+电池存储项目。该项目用于展示将光伏技术与储能相结合的能力，以捕获和利用内华达州丰富的太阳能资源，为NV Energy的客户提供低成本电力，在太阳下山后长时间保持照明，并可以为内华达州电力需求激增的傍晚高峰期进行调度。美国能源公司PacifiCorp发布了其长期能源计划草案，首次将电池储能确定为最低成本组合的一部分，到2025年规划的所有储能资源都将与新型太阳能发电相配套。

　　在德国过去的25年中，已安装了170万座太阳能发电装置，总装机容量超过45吉瓦。其中大多数是安装在住宅屋顶上容量低于30千瓦的太阳能发电设备。这为小型储能系统提供了广阔的发展前景。平均而言，使用电池可将光伏发电的自用比例从35%增加到70%以上。

　　更低成本的太阳能系统出现在市场上之后，随着光伏补贴缩减，储能电池成本下降，储能行业发展步伐越来越快。家庭储能系统的价格取决于房屋或企业的大小、业主的能源需求、建筑物能接触到多少阳光，以及面板、电池和管理系统的质量。值得一提的是，电池储能的经济性并不是大多数电池系统购买者的唯一动机，甚至不是主要动机，他们希望独立于电力公司和不断上涨的电价，且希望为绿色能源作出贡献。

　　随着全球太阳能和储能行业的快速发展，虚拟发电厂（VPP）正逐步成为储能应用的另一大市场。虚拟电厂在电力市场中，可以承担的角色包括发电商、发电经纪商、辅助服务供应商、售电商，这当中都少不了储能装置的参与。VPP的优势是可以降低对发电设备的初期投资，并提高日后灵活并网光伏发电的能力。

　　根据CNESA对全球储能市场的长期追踪，目前Sunverge、Stem、Tesla、Green Charge Networks、Sonnen等全球主要的分布式储能系统集成商都在积极探索VPP模式，并形成了许多代表性的应用案例。根据日本经济产业省相关数据，日本国内可供VPP收集的太阳能电力规模预计将在30年内增加到37.7吉瓦，相当于37个大型火力发电站的发电量，可见作为电力调配的VPP发展前景广阔。

　　南澳大利亚州政府实施的家庭电池计划目前已经达到了一个重要的里程碑，该州计划通过VPP技术整合拟部署的40000个住宅电池储能系统，并将为每个电池储能系统提供高达6000美元的补贴。2019年10月，南澳大利亚数百户家庭光储系统形成的VPP项目，通过向澳大利亚全国电力市场供能，成功地应对了昆士兰州发生的一次大规模断电事故。

　　近年来，德国积极部署大型电池储能系统。2016～2017年德国有13个新项目投运，用于平衡电网系统，规模约138兆瓦。2018年，总部位于荷兰的电力供应商Eneco完成在德国Schleswig-Holstein的大型储能项目EnspireME。该项目储能容量超过50兆瓦时，由大约10000块锂离子电池组成。Eneco表示，这是迄今为止在欧洲开发的最大的单点电池储能项目。项目位于高压电站旁，可以帮助减少高压电站的常规能源损耗，同时提供主要的控制电源，减少风力涡轮机弃风现象。该地区的风电场将与电池存储设施连接，以便在发电量高时存储电力。

　　更大的电池系统应用包括不间断电源和黑启动能力。利用黑启动能力能够以最快速度启动更多发电电源，从而恢复更多的发电能力。储能系统具有调节幅度更大、动态响应更快的特性，利用储能设备辅助黑启动能够有效提高局域电网的恢复速度。此外，德国商业储能系统的安装量也在不断增长。大型电池市场的未来趋势包括发展区域储能和租赁模式。区域储能将来自本地私有发电厂（例如屋顶光伏系统）的多余电量存储在中央电池中。

　　从国外电力市场的经验来看，储能最有生命力、竞争力的是提供辅助服务。当前阶段，在调峰、能量时移方面，储能的技术经济性还有进一步提升的空间。而储能作为调频等快速响应的资源，已经在国外市场证明是非常有优势和竞争力的。例如储能在英国电力市场上可以参与的电力辅助服务主要为频率响应、容量储备、无功调节和系统安全四个方面，其中电池储能主要参与固定频率响应（FFR）的动态频率响应，英国国家电网电力系统运营商（ESO）定期公布英国未来一段时间内的调频需求，并且每个月都会举行招标。参与者可以针对未来某一个月甚至某连续的24个月，全天或者一天中的特定时间段分别进行投标，中标者需要按时实现容量的交付，并且与国家电网按投标价格进行结算。FFR主要可以分为三类服务，分别为：一级低频响应、二级低频响应和高频响应。英国储能市场增长的主要驱动因素包括先进调频、其他电网平衡服务等高价值电网服务合同。

　　随着应用需求的不断扩大，各国支持政策持续出台以及制造工艺不断完善，近年来储能电池技术发展迅猛，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标均得到了大幅提升，应用成本快速下降。

　　在储能系统成本构成上，目前电池成本约占60%，储能变流器（PCS）占比20%，电池管理系统（BMS）占比5%，能量管理系统（EMS）占比5%～10%，其他配件5%。成本最高的组件是电池和逆变器。

　　在部署储能系统时需要考虑许多因素。电池的功率和持续时间取决于其在项目中的用途。项目目的是由经济价值决定的。其经济价值取决于储能系统参与的市场。这个市场最终决定了电池将如何分配能量、充电或放电以及持续多长时间。功率和持续时间不仅决定了储能系统的投资成本，而且决定了其工作寿命。

　　根据BNEF最新完成的全球储能系统成本调研，2019年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为300～446美元/千瓦时。成本范围之大也凸显了储能项目设计和安装过程的复杂性和多样性。2019年，4小时电站级储能系统的总成本基准为331美元/千瓦时，户用储能系统的总成本基准为721美元/千瓦时。根据GTM预测，到2025年，单位千瓦时储能电池成本将降至110美元，能源存储系统平衡（BOS）部分将降至85美元。

　　虽然当前全球储能市场面临诸多困难与挑战，但储能发展的广阔前景不会改变，随着市场机制和商业模式不断成熟、技术不断进步，储能规模将继续保持增长。众多储能技术路线中，电化学储能是储能的主要发展方向，而其中锂电池路线最为主流。

　　全球各大机构对未来全球储能市场规模的中长期预测显示，储能市场发展潜力巨大。据Wood Mackenzie预测，2020年全年新增装机量将达到创记录的12.6吉瓦时。到2025年，全球储能部署投资总额将从2019年的180亿美元增加到2025年的1000亿美元。世界能源理事会（WEC）预测，到2030年，全球储能装机总量将达到250吉瓦。美国研究机构Lux Research预测，未来15年，全球储能市场装机容量将以更快的速度增长，到2035年，累计装机规模年均复合增长率为20%，年收入年均复合增长率为14.9%。BNEF预测，到2040年，全球储能项目累计装机规模将达到1095吉瓦/2850吉瓦时，对应投资规模6620亿美元。

　　地区分布方面，据HISMarkit称，美国在2019年已经成为世界领先的储能市场。根据BNEF的报告，中国将在下一个十年超越美国。同时，印度、德国、法国、英国、澳大利亚以及部分拉丁美洲国家将成为储能的重要市场。到2040年，亚太地区的储能装机规模将占全球总规模的40%，欧洲、中东和非洲占33%，美洲占23%。中国和美国将是全球最大的市场，其需求明显高于所在地区的其他市场，两者的储能规模几乎与印度、德国、南美、东南亚、法国、澳大利亚和英国等其他主要市场的总规模相当。而欧洲、中东和非洲各国的需求则较为平衡。排名前十位的国家累计装机规模之和占全球总规模的近四分之三。

　　综合各研究机构的数据，储能成本自2010年以来一直呈下降趋势。2010～2017年锂离子电池价格下降近80%。尽管不同技术的价格有所不同，但各种类型电池的价格下降速度大致相同（见图4）。根据BNEF数据，2019年，全球锂电池组平均价格已经较2010年下降87%，降至156美元/千瓦时，中国锂电池组平均价格最低，为147美元/千瓦时。

　　从技术类别看，未来15年，固定式储能领域应用最多的仍然是锂离子电池，而液流电池、钠硫电池等技术可能会在长时储能应用中取得突破性进展，能够优化调度或者通过虚拟电厂聚合储能资源的软件系统使储能产品变得更具特色。

　　大规模储能系统的应用，使得能源转换与利用更加高效，实现了能源的时空平移，解决了能源在生产、传输以及使用环节的不同步性。目前包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等在内的多种储能技术类型，在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程等不同应用场景下，展露出巨大的发展潜力，市场前景非常广阔。储能参与电力市场的价值可分为三个方面：容量价值、能量价值和辅助服务价值。目前，调频与能量时移成为储能的主要应用场景。其中，通过可再生能源场站配置储能系统的方式实现能量时移越来越普遍。BNEF预测，2020年后储能提供容量服务的应用模式将成为主流。

　　未来两年间，储能主要应用将更加多元、均衡。其中，当前占比约一半的储能调频应用将出现显著下降，占比降至16%。这一方面，尽管经济性补偿较好，但调频辅助服务市场空间较小，大量灵活性资源短期内涌入调频市场或快速拉低调频价格；另一方面，波动性可再生能源持续发展，配套大量储能系统，极大提升能量时移应用的占比。能源时移应用占比将翻倍增长，成为最主要应用。

　　在能源转型的大背景下，传统能源企业向新能源业务寻出路是必然的选择。2019年1月，壳牌新能源与英国清洁能源项目的开发商和建设者Anesco合作开发了电网级电池储能系统，项目容量1.25兆瓦/1.25兆瓦时，这是壳牌首个电网侧储能项目。2019年2月，壳牌宣布收购Sonnen，使之成为壳牌的全资子公司。壳牌借此有望成为欧洲最大的储能企业。同年，包括杜克能源（Duke Energy）、Xcel Energy公司和亚利桑那州公共服务公司（APS）等在内的近50家美国电力公司，为了实现减排目标，开始依靠储能系统来缓解批发市场的波动，并为部署更多的可再生能源发电设施提供支持。

　　如今的全球储能市场，不仅吸引了传统的能源电力公司，太阳能电池板、储能系统、电力设备等供应商，能源行业以外的公司也开始在这一领域进行投资，国际资本相继进入储能市场培育新业态。

　　[5]ИнфраструктурныйцентрEnergyNet.Применениесистемнакопленияэнергии в России: возможности и барьеры[R].2019.

　　[12]武利会,岳芬,宋安琪,邱太洪,董镝,罗容波,范心明,李新.分布式储能的商业模式对比分析[J].储能科学与技术,2019,8(05):960-966.

　　[14]李建林,孟高军,葛乐,周京华,石文辉,张占奎.全球能源互联网中的储能技术及应用[J].电器与能效管理技术,2020(01):1-8.

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