国际储能市场发展概况

　　太阳能光伏网讯: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，太阳能电池板，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，太阳能发电网，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，太阳能网，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，太阳能设备，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，太阳能电池板，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。

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　　本文统计了9月至今日发布的共计2.85GW光伏电站EPC以及1.9GW组件开标信息。其中，EPC项目业主单位以国企/央企为主，这也从侧面反映出，在竞价及平价项目中，国有企业已经成为绝对的主力。具体来说，中广核603MW、广州发展410MW、中节能345MW、晋能集团220MW，中民投200MW、湖北能源集团190MW、华能180MW