为增加收入欧洲储能利益相关者需要对系统应用模式进行转型-北极星储能网

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调研机构Clean Horizon公司市场分析师Naim El Chami在日前发布的一份研究报告中指出，储能系统在欧洲各国的应用通常用于平衡电网，并将其限制在此类应用或被视为可再生能源发电资产的一种辅助设备。但是，随着市场价格的下降和增加新的收入来源，利益相关者需要使储能系统应用模式进行转型。

在过去的十年中，欧洲储能市场得到显著增长。从2010年的9MW迅速增长到2020年5.7GW。在这些储能项目中，正在运营的储能系统装机容量约为1.7GW，而其余4GW的储能系统正在部署或已经签署合同计划部署（如图1所示）。

这些储能系统的应用主要由频率控制为主。然而，随着出现新的收入来源和市场价格的下降，这种情况正在发生变化。

图1. 截至2020年8月，按部署情况划分的欧洲大型储能项目

频率控制市场的兴衰

由于可观的收入和电池等新技术的普及，欧洲频率控制市场在储能应用中发挥了重要作用。实际上，由于电池具有快速响应能力，因此电池储能系统非常适合用于电网的频率控制，并且电网运营商愿意向储能资产支付报酬（以欧元/MW/h的价格支付），以确保电力系统的弹性。

西欧的多个国家已经在一个公共交易平台上采购了装机容量为3GW用于频率控制（FCR）的储能系统。目前的频率控制（FCR）拍卖每天都在进行，其中包括德国（603MW）、法国（561MW）、荷兰（74MW）、瑞士（68MW）、奥地利（62MW）、比利时（47MW），而丹麦（DK130MW）、西班牙（275MW）和波兰（168MW）也将很快加入这个平台中。目前，已经有装机容量为477MW电池储能系统提供这项服务（其中87％位于德国），另外还有装机容量为209MW电池储能系统正在部署中。

对于这些国家来说，用于频率控制的储能部署量是根据输电系统运营商（TSO）的要求和过去几年的市场需求决定的，并且采购目标都有所不同。但根据规定，每个国家30%的储能容量必须来自国内，并且向其他频率控制（FCR）成员的出口上限不得超过100MW。

但是，欧洲频率控制市场的收入从2015年的平均26欧元/MW/h 和2017年的18欧元//MW/h 下降到2020年初的5欧元//MW/h。在此以后，该市场不再能够证明储能系统的经济可行性，需要获得新的收入来源。

图2. 欧洲大型储能系统最常见的应用

图3. 频率控制（FCR）拍卖时间表

频率控制（FCR）价格下跌对储能系统的影响

用于频率控制（FCR）的储能系统拍卖活动在Regelleistung平台上进行。在2019年7月之前，这些拍卖通常每周进行一次，而现在改为每天进行一次。原来的拍卖模型是让投标者“猜测”投标价格，但这无法代表频率控制（FCR）储能系统带来的实际价值。

另一变化发生在2020年7月1日，因为频率控制（FCR）拍卖的时间表再次改变：市场参与者不再竞拍24小时的产品，现在每天可以6次竞拍4小时的交货期。这种演变为市场参与者提供了更大的灵活性，使他们能够在同一天内参与其他市场并使收入来源多样化。因此，由于频率控制（FCR）价格可能会反映市场状况（白天价格较高，夜间价格较低），因此提高市场透明度。

在图4中可以看到这种演变，它代表了过去三年中的频率控制（FCR）边际价格。频率控制（FCR）市场收入急剧下降，因为其价格从2017年的平均18欧元//MW/h下降至2020年初的5欧元//MW/h。这种价格下跌使新市场的发展更加迅速，对于确保储能系统通过多种收入来源实现项目可行性至关重要。

图4. 过去三年频率控制（FCR）边际价格的演变（欧元/MW/h）

导致价格下降的原因之一是电池储能系统的大量使用：装机容量约为477MW的电池储能系统提供频率控制（FCR）服务，由于频率控制（FCR）设置的边际价格较低，因此电池在这个市场上比任何其他参与者都更具竞争力。这种影响在多个案例中都有体现。

Clean Horizon公司的分析表明，增加装机容量为100MW电池储能系统的部署可能导致频率控制（FCR）收入下降18％。因此，需要整合其他储能系统份额来重新进行频率控制（FCR）拍卖。

如上所述，频率控制市场必须应对这种价格波动，以便为储能资产所有者提供额外的灵活性，以便他们可以利用新的和额外的收入流，同时确保储能项目的可行性。

在平衡市场套利

频率控制（FCR）拍卖时间表在2020年7月之后的变化将使储能系统在一天内的拍卖活动多样化。在法国，将至少提供其他两个辅助服务：根据法国能源管理委员会（CRE）的建议，电网平衡市场应在2020年底之前向独立部署储系统开放；法国二级储备（aFRR）市场有望在2021年中期之前向储能系统开放，从而为储能系统创造新的收入来源。

就平衡市场上的套利而言，法国、德国等多个欧洲国家的不平衡管理结构非常相似。输电系统运营商（TSO）可以通过两种机制调节电力系统平衡：平衡结算（事前）和不平衡结算（事后）。

提供不平衡管理服务的资产可以通过提供第三方备用电原服务（平衡市场）来获得收入，也可以通过平衡电力系统获得收入，以便从随后的结算价格中获利。在这两种情况下，其获得的收入取决于预测能力和市场灵活性。

使电网投资延期

在电力需求峰值期间，流经输配电网的电力可能会超过电网的负荷能力，并导致电网阻塞问题。电力系统运营商在以往是通过投资新建输配电资产等传统做法解决这一问题，以提高初始承载能力。然而，当此类事件偶尔发生且持续时间有限时，加强电网网络的投资似乎不是最佳解决方案。

部署在电网拥塞点的储能系统可以作为“虚拟电力线路”（也称为非线路替代方案）来提高电力系统的性能，而无需过度建设输电系统和配电系统，这些“虚拟电力线路”作为额外的电力通道，在需要时提供额外的容量，以确保电力系统可靠性和冗余性。因此，电力系统运营商可以获得准确的储能容量，以满足其需求预测，并应对突发事件。此外，由于电网扩建或电力线路改造可能需要长达7年（或更长）的时间才能获得批准和建造，而大规模电池储能系统可在两年内部署并投入使用。因此，部署电池储能系统不会像新建输电线路面临苛刻的许可程序。

欧洲国家需要采用多种积极方法，因此对于部署储能系统作为非线缆替代解决方案表现出极大兴趣。

在法国，输电系统运营商RTE公司和配电系统运营商Enedis公司都开始尝试渭地非线缆替代方案，例如用于管理电网拥塞的电池储能系统。RTE公司在2017年开始部署RINGO电池储能项目，该项目涉及部署三个电池储能系统，总计32MW/98MWh，并将在2021年开通运营之后进行电网拥塞管理。但是根据欧洲法规，电力系统运营商不得参与能源市场。因此，RTE公司建议实施特定的操作协议：在任何时候，三个电池储能系统的净能量平衡都必须为零。也就是说，在一个电池储能系统放电的同时，必须给其他电池储能系统充电。RTE公司计划在完成试点之后出售这些“虚拟线路”资产，并与第三方签约从2024年开始提供所需的灵活性服务。

原标题：为增加收入欧洲储能利益相关者需要对系统应用模式进行转型

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