研究认为部署大规模储能系统需重新设计市场规则和实现收益货币化

研究表明，可再生能源发电量的快速增长使得具有成本效益的储能部署变得更加紧迫。而欧洲正在部署一些公用事业规模电池储能系统，几乎每周都会公布新项目的部署计划。电池储能技术发展似乎步入正轨，2019年储能系统的成本为156美元/kWh，预计到 2030 年将降至61美元/kWh。

国际可再生能源机构(IRENA)的技术专家Emanuele Taibi、Carlos Fernández 和 Aakarshan Vaid 指出，由于缺乏认可和激励公用事业规模储能系统真正价值的市场，储能部署进展受到一些阻碍。人们不应该只考虑为储能系统存储电力所带来的好处，还需要考虑储能系统为稳定电网运营（频率响应、灵活性）带来的好处。他们在一份研究报告中描述了欧洲为创造新市场而采取的政策举措，以及来自英国和澳大利亚的案例研究。最后提出了两项全球倡议：世界银行提出的储能伙伴关系和国际可再生能源机构(IRENA)提出的电池储能估值框架。

报告指出，当前电力部门的转型需要更加灵活的能源系统，以确保容纳更多的可再生能源电力能够可靠且经济高效地运行。太阳能发电设施和风力发电设等大量可变的可再生能源电力整合带来了许多技术和经济方面挑战，需要监管机构、电力系统运营商、公用事业公司和政策制定者规划、管理和运营电力系统的方式进行各种改变。

在这种情况下，电池储能系统成为是当今解决随着可再生能源电力渗透率不断提高而带来挑战的重要解决方案。这主要是因为，由于其独特的快速存储和释放电力能力，电池储能系统成为一种非常适合提供一系列支持太阳能和风能集成服务的技术。

创新：车辆到电网（V2G）和智能充电

电池储能系统可以在可再生能源使用的关键部分实现快速脱碳。在交通领域，电动汽车 (EV) 中电池作为储能系统的可行性正在迅速提高。在全球许多国家，可再生能源成本的降低使其电力成为交通运输部门有吸引力的低成本燃料。

例如比利时、荷兰、卢森堡、法国和德国欧洲这五个国家目前约有73万辆电动汽车在运营，占全球电动汽车总量的 12%。在电力需求峰值时期，电动汽车电池存储的电力可以反馈到电网并提供多种服务。这也称为车辆到电网技术 (V2G)。这种技术可将配电网投资减少40%至90%。

电池成本降低：到2030年将降到61美元/kWh

在各种不同的储能技术中，抽水蓄能技术在历史上一直是而且现在也是储能容量最大的储能系统。但电池是当今在性能和成本降低方面进展最快的储能技术。这使得多种服务能够通过存储而不是发电提供：可以更快、更有效地在需要服务的位置提供电力服务。此外，彭博新能源财经公司（BNEF）估计，锂离子电池的成本将从2019年的156美元/kWh降至2030年的61美元/kWh。在这种情况下，与太阳能发电设施共址部署的电池储能系统基本上消除了对柴油发电机的应急电力需求。而对于并网应用，公用事业规模的电池储能系统可以缓解输电阻塞，同时提供频率控制服务。

提高电网稳定性

电池储能系统可以有效地为系统运营商提供多种电网服务，包括频率响应、调节储备和频率控制。

此外，当与可再生能源发电设施配套部署时，电池储能系统可以为离网社区和孤立电网提供清洁、可靠和具有成本效益的电力。公用事业规模的电池储能系统还可以提供关键服务，例如黑启动服务和频率调节，这些对于融合可再生能源份额更高的电力系统的运行至关重要。

市场设计是一个关键障碍，但正在发生改变

尽管电池储能系统是能源转型的关键技术，但当前的市场设计往往是储能部署的障碍，从而影响项目可行性并最终影响储能部署。电力市场通常仍然是为发电量身定制的，而电池储能系统既是发电设施又是灵活的负载。因此需要调整市场规则，以允许储能项目将其提供的不同系统收益实现货币化。

随着各国重新考虑其电力市场发展，并采用允许将储能系统的收益转化为项目收入的新法规，世界各地的电池储能部署正在迅速增加。欧洲理事会于2019年5月批准了一项关于内部电力市场通用规则的电力指令。该指令由欧盟委员会作为清洁能源一揽子计划的一部分提出，承认储能系统作为转型中的关键参与者之一，并敦促欧盟成员国解决储能部署的主要障碍。

该指令与欧盟成员国到2030年实现32%的可再生能源目标一起纳入各国法规，该指令要求提高电力系统灵活性，其中电池储能系统是一个关键选择。出于这个原因，德国在2019年部署的电池储能系统的装机容量增加了41%，达到1.1GW，分别部署了453MW公用事业规模电池储能系统和680MW住宅电池储能系统。

欧洲有几个电网规模电池储能项目正在部署中，并且几乎每周都会公布部署新项目计划。例如道达尔公司日前宣布，他们将部署法国一个规模最大的电池储能项目，其规模为25MW/25MWh。NEC公司也在日前宣布在荷兰建设一个12MW电池储能项目，该项目将为电网提供多种服务。

促进储能部署：英国的案例研究

英国在对于能源技术招标中发现，电池储能系统成为主要储能技术。例如，英国的电力系统运营商National Grid公司开发了增强型频率响应(EFR)电网服务。增强型频率响应(EFR)电网产品被定义为一种动态服务，其有功功率随系统频率的变化而相应变化，该服务专为电池储能系统开发，一旦频率超过阈值，可以在一秒或更短的时间内提供频率响应服务。

为了在英国提供增强型频率响应(EFR)服务，National Grid公司于2016年8月启动了200MW储能系统拍卖活动。共收到64个投标书，其中61个是电池储能项目，2个为需求响应项目，1个为热能发电项目。在这些不同的投标书中，National Grid公司选择了8个电池储能项目，其增强型频率响应(EFR)服务平均价格为9.44英镑/MWh。总共确保了大约201MW的电池储能系统提供长达4年服务。

还有两个例子是授予英国投资商LowCarbon公司的Glassenbury(40MW/28MWh)和Cleator(10MW/7MWh)储能项目。目前英国四分之一的强型频率响应(EFR)容量由这两个储能项目提供，这两个项目为稳定电网频率做出了重大贡献。

多重收入是储能项目可行性的关键：南澳大利亚州案例研究

电池成本的降低开启了电池储能系统越来越多的具有成本效益的应用、用例和商业模式。一个例子是特斯拉公司为在南澳大利亚运营的一个装机容量为309MW风力发电场安装的100MW/129MWh霍恩斯代尔电池储能系统。成为当时全球规模最大的锂离子电池储能系统，该储能系统主要提供频率控制和短期网络安全服务。

该电池储能系统由特斯拉公司部署，自从2017年12月投入运营，总投资为9000万澳元，提供了包括能源套利和应急频率控制辅助服务(FCAS)在内的众多服务。2018年，霍恩斯代尔电池储能系统产生了约2900万澳元的收入，超出了很多人的预期。其收入包括来自南澳大利亚政府的420万澳元的固定收入（10年），以及来自能源套利和应急频率控制辅助服务（FCAS）的约2500万澳元，表明储能项目可行性的关键是通过提供多种服务来增加收入。

霍恩斯代尔电池储能系统在2018的年收入

国际合作的作用：储能伙伴关系（ESP）

2019年5月，储能伙伴关系（ESP）由世界银行集团与包括国际可再生能源机构(IRENA)在内的29个机构和组织建立，建立了新的国际伙伴关系以帮助扩大储能部署，并将新技术引入发展中国家的电力系统。这些组织将共同努力帮助加快部署适合发展中国家需求的储能解决方案。

IRENA电力存储估值框架(ESVF)

国际可再生能源机构(IRENA)日前发布了其电池储能系统估值框架(ESVF)。电池储能系统估值框架(ESVF)旨在指导制定有效的储能政策，以整合可再生能源发电设施。电池储能系统估值框架(ESVF)及其建模方法描述了如何评估电池储能系统对电力系统的价值以及如何成功部署创造条件。该框架分为三个部分：一个面向政策制定者和监管者，另一部分介绍执行储能系统估值的建模方法，最后一部分研究现有储能项目中的用例。

国际可再生能源机构(IRENA)的储能系统估值框架