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全球儲能市場發(fā)展概況
基于已公布儲能項目統(tǒng)計，2019年，全球儲能新增裝機規(guī)模為2.7吉瓦/5.5吉瓦時，全球宣布開發(fā)的儲能項目總規(guī)模為9.7吉瓦。2017年、2018年新增裝機容量分別達到4吉瓦、8吉瓦。綜合各機構(gòu)的統(tǒng)計結(jié)果，2019年，雖然全球年度儲能裝機增速放緩，但仍穩(wěn)步增長。
來自美國能源部全球儲能數(shù)據(jù)庫（DOE Global Energy Storage Database）的更新數(shù)據(jù)顯示，截至2020年2月18日，全球包括抽水蓄能、電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能和儲熱等在內(nèi)累計運行的儲能項目裝機規(guī)模為191.15吉瓦（共1686個在運項目），其中抽水蓄能181.12吉瓦（350個在運項目）、電化學(xué)儲能4.05吉瓦（1023個在運項目）、儲熱3.28吉瓦（220個在運項目）、其他機械儲能2.61吉瓦（80個在運項目）、儲氫0.02吉瓦（13個在運項目）（見圖1）。其中，抽水蓄能占全球儲能裝機總量的95%，電化學(xué)儲能和儲熱各占2%左右，其他機械儲能占比約為1%。
圖1 2020年全球各儲能技術(shù)類型最新裝機及占比情況
從技術(shù)分布來看，抽水蓄能是全球迄今為止部署最多的儲能方式，是目前最為成熟、成本最低的儲能技術(shù)；其次是電化學(xué)儲能和儲熱，電化學(xué)儲能是應(yīng)用范圍最為廣泛、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮膬δ芗夹g(shù)；飛輪儲能等機械儲能也存在較大的發(fā)展前景。目前，全球儲能技術(shù)的開發(fā)主要集中在電化學(xué)儲能領(lǐng)域。
從地區(qū)分布來看，2019年美國、中國的儲能項目累計裝機規(guī)模居于全球前兩位，美國33.4吉瓦，中國32.3吉瓦。當(dāng)年新增規(guī)模中，歐洲裝機量新增1吉瓦時，較2018年的1.4吉瓦時下滑28.6%，韓國新增裝機約2吉瓦時，同比下滑50%。2018年韓國電化學(xué)儲能累計裝機量一度排名全球第一，這得益于韓國推行的可再生能源配額制以及電費折扣計劃。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）全球儲能項目數(shù)據(jù)庫的不完全統(tǒng)計，截至2019年底，中國已投運的儲能項目累計裝機容量為32.3吉瓦，同比增長3.2%，裝機規(guī)模增長速度有所降低。
從產(chǎn)業(yè)政策來看，美國、英國、澳大利亞、德國等國主要通過完善電力市場規(guī)則、提供補貼和投資稅收減免等措施支持儲能市場發(fā)展。在完善儲能參與電力市場規(guī)則時，不斷明確儲能功能定位，讓其獲得參與電力市場的合理身份，但不同國家對儲能的定位存在差異。比如，2018年，美國將儲能列為獨立的電力資產(chǎn)；2019年6月，英國對儲能定義進行修訂，將儲能系統(tǒng)歸類為發(fā)電設(shè)施。近年來，英國允許儲能參與容量市場，德國、澳大利亞等國降低進入市場的儲能裝機規(guī)模要求，縮短結(jié)算周期等，讓小型儲能供應(yīng)商有機會參與市場，并防止大儲能電站拆分成小單元參與競價。這些國家總體上是降低儲能參與市場的門檻，以鼓勵儲能發(fā)揮在電力系統(tǒng)中的多重作用。
國外儲能典型市場發(fā)展情況
近年來，隨著全球可再生能源開發(fā)利用的規(guī)模加大，儲能技術(shù)的發(fā)展與突破也成為各國關(guān)注的重點領(lǐng)域。目前，亞洲、歐洲、北美等地區(qū)國家紛紛部署儲能項目，并相繼出臺支持政策來促進儲能項目的研究與應(yīng)用。下面以美、英、澳、德四國為例，對典型市場儲能發(fā)展現(xiàn)狀與產(chǎn)業(yè)政策進行分析。
一、美國
1. 裝機規(guī)模
美國是全球儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較早的國家，也是目前擁有儲能項目最多的國家，并擁有全球近半數(shù)的示范項目。截至2018年底，美國儲能裝機總規(guī)模達到32.9吉瓦，占全球比重的18.2%，2019年又新增裝機523兆瓦。美國儲能協(xié)會和伍德麥肯茲（Wood Mackenzie）的數(shù)據(jù)顯示，在2019年第四季度部署的186兆瓦儲能系統(tǒng)中，電網(wǎng)側(cè)儲能為103.8兆瓦，非住宅用戶側(cè)儲能為42.2兆瓦，而住宅儲能達到了創(chuàng)紀錄的40.48兆瓦，是2018年第四季度的兩倍。從地區(qū)上看，美國加州地區(qū)將繼續(xù)引領(lǐng)全美儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，夏威夷州、紐約州和德克薩斯州等地區(qū)的儲能市場也開始呈現(xiàn)爆發(fā)趨勢（見圖2）。
圖2 美國各州儲能部署分布情況
戰(zhàn)略規(guī)劃與法規(guī)方面，2020年1月8日，美國能源部長Dan Brouillette宣布啟動儲能大挑戰(zhàn)（Energy Storage Grand Challenge）以幫助開發(fā)下一代儲能技術(shù)并將其推向市場，該計劃旨在確保到2030年美國成為全球儲能行業(yè)領(lǐng)導(dǎo)者。美國前瞻性儲能政策的領(lǐng)導(dǎo)者是加州，加州在2013年就通過了一項計劃，要求所有的公用事業(yè)公司（IOUs）到2020年采購1325兆瓦的儲能。2017年，加州公用事業(yè)委員會又發(fā)布了第2868號法案，要求IOUs額外采購500兆瓦的分布式儲能。弗吉尼亞州和內(nèi)華達州也在2019年相繼提出儲能目標(biāo)。目前，美國制定或已實施儲能發(fā)展目標(biāo)的州已經(jīng)達到八個。同時，美國各州正在解決立法、行政命令、監(jiān)管程序等眾多問題，這些問題將影響儲能系統(tǒng)的總體成本和價值、儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)的連接過程。僅在2019年，美國各州的立法機關(guān)就審議了30多項與儲能部署相關(guān)的法案，十幾個州的監(jiān)管委員會處理了一系列影響儲能部署的監(jiān)管程序。
補貼方面，自發(fā)電激勵計劃（SGIP）是美國歷時最長且最成功的分布式發(fā)電激勵政策之一。SGIP補貼收益占用戶側(cè)總收益比重較高。根據(jù)CNESA全球儲能項目數(shù)據(jù)庫，將分布式儲能納入補貼范圍開始至2019年7月期間，SGIP處于補貼流程中以及已經(jīng)獲得全額補貼的儲能項目數(shù)量（不包含取消的）達到13156個。其中，約6281個儲能項目已經(jīng)獲得了SGIP的全額補貼支付。在用戶側(cè)儲能項目前五年的收益中，SGIP補貼收益占到總收益的40%～50%。從將儲能納入補貼范圍至今，SGIP經(jīng)歷了多次調(diào)整和修改。2018年8月，加州議會通過SB700法案，將SGIP計劃的截止日期延長至2026年，用于持續(xù)激勵更多分布式儲能項目的建設(shè)。同時，從申請SGIP補貼的儲能設(shè)備廠商來看，特斯拉、LG化學(xué)、Stem Inc、CODAEnergy等企業(yè)獲得補貼的項目數(shù)量、能量規(guī)模和金額位居前列，補貼政策為儲能設(shè)備廠商帶來發(fā)展機遇。
稅收方面，投資稅收減免（ITC）是美國為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策，光伏項目可按照投資額的30%抵扣應(yīng)納稅。2016年，美國儲能協(xié)會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術(shù)都可以申請投資稅收減免，并可以以獨立方式或者并入微網(wǎng)和可再生能源發(fā)電系統(tǒng)等形式運行。美國ITC自2020年開始下降，稅抵退坡。2016～2019年，ITC仍維持在系統(tǒng)成本的30%；2020年，ITC開始下降至系統(tǒng)成本的26%；2021年，稅收抵免進一步降至系統(tǒng)成本的22%；2022年以后，新的商業(yè)太陽能系統(tǒng)的所有者可以從其稅收中扣除系統(tǒng)成本的10%，住宅ITC將取消。這在一定程度上說明2022年后，光伏配套儲能系統(tǒng)成本有望降低至可接受水平，實現(xiàn)無ITC平價應(yīng)用。
電力市場規(guī)則方面，美國對儲能參加電力市場比較重視，美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）2013年發(fā)布792號法令簡化小型發(fā)電設(shè)備并網(wǎng)流程，2015年發(fā)布745號法令允許消費端能源產(chǎn)品和服務(wù)參與批發(fā)電力市場，2016年開始就儲能與分布式能源參與電力市場方面的規(guī)則進行建議征集和全面修改。2018年2月，F(xiàn)ERC發(fā)布841號法令的草案，正式要求區(qū)域輸電組織（RTOs）和獨立系統(tǒng)運營商（ISOs）建立相關(guān)的批發(fā)電力市場模式、市場規(guī)則，包括儲能技術(shù)參數(shù)，參與市場的規(guī)模要求以及資格等，以便使儲能可以參與RTOs/ISOs運營的所有電力市場。針對市場參與模式、市場規(guī)則的建立，F(xiàn)ERC提出四項標(biāo)準(zhǔn)（見表1）。在電力市場規(guī)則方面，除了FREC的841號法案外，美國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要思路包括將儲能列為獨立的電力資產(chǎn)，定義儲能參與電力市場的模式，降低儲能參與電力市場的門檻等。
表1 儲能系統(tǒng)市場參與模式/市場規(guī)則必須滿足四項標(biāo)準(zhǔn)
（1）PJM區(qū)域電力市場中儲能參與情況
PJMINT.,L.L.C.（PJM）是美國最大的區(qū)域電力市場運營商，不擁有輸電資產(chǎn)，負責(zé)美國13個州以及哥倫比亞特區(qū)電力系統(tǒng)的運行與管理。PJM是美國儲能功率裝機規(guī)模最大的地區(qū)，占到美國已投運項目近40%的功率規(guī)模和31%的能量規(guī)模，平均功率規(guī)模為12兆瓦，平均儲能充放電時長為45分鐘。PJM區(qū)域電力市場的儲能項目以功率型應(yīng)用為主，儲能電站之所以在PJM調(diào)頻市場中得到較好的商業(yè)化運營，得益于公平的市場環(huán)境和按效果付費的價格機制。
2011年，F(xiàn)ERC755號法令要求電網(wǎng)運營商按調(diào)頻性能進行補償。2012年11月，PJM為了引入準(zhǔn)確但電量有限的儲能資源，將調(diào)頻信號分為兩種信號：慢響應(yīng)調(diào)節(jié)信號A（RegA）和快速響應(yīng)調(diào)節(jié)信號D（RegD）。儲能憑借快速的響應(yīng)特性，在各類調(diào)頻資源中表現(xiàn)優(yōu)異，取代燃氣機組成為PJM最大調(diào)頻來源。儲能資源為了實現(xiàn)能量中性有時執(zhí)行與電網(wǎng)調(diào)頻需求相反的操作。為此，PJM于2017年初修訂市場規(guī)則，維持調(diào)頻服務(wù)的能量中性，要求RegD資源將不再只提供短周期調(diào)頻服務(wù)，儲能系統(tǒng)也將被要求延長電網(wǎng)充放電時間。市場規(guī)則的修改意味著儲能系統(tǒng)需要配置更大的容量和充放電周期，也大幅降低了儲能的安裝增速。
（2）加州電力市場中儲能參與情況
美國CAISO（California Independent System Operator，Inc）是加州電力市場的運營主體和加州電網(wǎng)的調(diào)度中心，服務(wù)于加州三千萬人口，控制超過2.5萬英里的輸電線路，發(fā)電總裝機容量超過5億千瓦。CAISO是美國儲能能量規(guī)模最大的地區(qū)，占到美國已投運項目44%的能量規(guī)模和18%的功率規(guī)模。加州儲能以提供能量服務(wù)為主，應(yīng)用領(lǐng)域比PJM更為多樣。CAISO儲能項目的平均功率規(guī)模為5兆瓦，平均儲能充放電時長為4小時。
太平洋燃氣電力公司（PG&E）、圣地亞哥燃氣電力公司（SDG&E）、南加州愛迪生公司（SCE）等投資者所有的IOUs是加州儲能項目的主要投資開發(fā)主體。IOUs一方面積極推動電網(wǎng)級儲能電站和工商業(yè)用戶側(cè)儲能電站的建設(shè)，另一方面積極通過與用戶共享資產(chǎn)的模式，集成用戶側(cè)分布式儲能資源提供電力服務(wù)。目前加州62%的儲能裝機規(guī)模由SCE和SDG&E采購和應(yīng)用，主要解決儲氣庫泄漏帶來的供電穩(wěn)定性問題，滿足該州發(fā)電資源至少4小時備用容量的要求。因此，加州儲能呈現(xiàn)出更大儲能能量的發(fā)展趨勢。此外，加州還是小型儲能系統(tǒng)（小于1兆瓦）的主要應(yīng)用地區(qū)。美國90%的儲能系統(tǒng)應(yīng)用于加州，其中商業(yè)領(lǐng)域應(yīng)用主要分布于SCE和SDG&E地區(qū)，工業(yè)領(lǐng)域應(yīng)用主要分布于PG&E地區(qū)。
二、英國
1. 裝機規(guī)模
2017年，英國儲能市場規(guī)模迎來爆發(fā)式增長，其累計投運儲能項目規(guī)模達到2016年同期規(guī)模的10倍。截至2019年6月初，英國已經(jīng)部署裝機容量700兆瓦的大型電池儲能系統(tǒng)。目前英國將近800兆瓦儲能項目處于正在建設(shè)/準(zhǔn)備建設(shè)階段。根據(jù)帝國理工學(xué)院針對Drax Electric Insights進行的分析，在英國、歐盟和美國，在能源轉(zhuǎn)型中，隨著可再生能源發(fā)電（風(fēng)能和太陽能）高比例接入到能源系統(tǒng)，其對能源存儲的需求將持續(xù)增加。在接下來的20到30年中，僅英國的儲能總?cè)萘烤蛯⒃黾拥?0吉瓦或更多。
2. 產(chǎn)業(yè)政策與市場規(guī)則
英國電力市場化改革是世界許多國家參考的典范。2011年，英國能源部正式發(fā)布《電力市場化改革白皮書（2011）》，該法案目的是通過建立容量市場，為容量提供穩(wěn)定、持續(xù)性的新激勵，保證現(xiàn)有容量機組的盈利能力，維持投資者對新建容量機組的熱情。英國從2016年開始允許包括電化學(xué)儲能在內(nèi)的新興資源參與容量市場，容量市場允許參與容量競拍的資源同時參與電能批發(fā)市場，這極大地促進了英國儲能裝機容量快速提升。彭博新能源財經(jīng)（BNEF）發(fā)布報告顯示，2019年英國T-4容量競價出清價格為15.97英鎊/千瓦（以2018/19年價格為基準(zhǔn)），逆轉(zhuǎn)容量價格走低的趨勢。BNEF認為，英國儲能市場給電力行業(yè)帶來的影響越來越明顯。煤電退役將再推遲一年，到2024年，屆時迫于政策壓力，煤電將不得不關(guān)停。隨著火電逐步退役，2023～2024年度英國調(diào)峰機組、儲能和需求響應(yīng)的并網(wǎng)規(guī)模將達到7.1吉瓦。
2016年以來，英國大幅推進儲能相關(guān)政策及電力市場規(guī)則的修訂工作。2017年，英國將儲能納入“英國智能靈活能源系統(tǒng)發(fā)展戰(zhàn)略”，使儲能具備參與英國電力市場的合理身份，并肯定其作用。英國天然氣和電力市場辦公室（OFGEM）于2018年10月更新了“智能系統(tǒng)和靈活性計劃”，進一步消除智能技術(shù)（如儲能）的市場障礙。該計劃提出要將儲能定義為發(fā)電資產(chǎn)的一部分，還提出進行增強頻率響應(yīng)項目招標(biāo)。OFGEM于2019年6月對儲能定義進行了修訂，將儲能系統(tǒng)歸類為發(fā)電設(shè)施。這一舉措否定了原來具有爭議的儲能系統(tǒng)雙重收費政策，即將儲能系統(tǒng)作為用電設(shè)施進行收費的同時，又作為發(fā)電設(shè)施收費。這種雙重收費政策在歐洲各國普遍采用。儲能系統(tǒng)成為發(fā)電設(shè)施的優(yōu)勢是能夠在業(yè)界已經(jīng)熟悉的規(guī)則中工作，并且業(yè)界廠商了解儲能系統(tǒng)如何適應(yīng)這些規(guī)則。
三、澳大利亞
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(biāo)準(zhǔn)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。
澳大利亞國家電力市場中儲能參與情況
澳大利亞國家電力市場（NEM）是單一電量市場，采用分區(qū)電價區(qū)域，目前分為5個區(qū)域，大致按照州的邊際劃分。NEM上的儲能系統(tǒng)參與了現(xiàn)有市場參與者類別的框架，有雙重身份：就電力供應(yīng)而言，與發(fā)電機有關(guān)；在購買方面，與電力消費者有關(guān)。
四、德國
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(biāo)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(biāo)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(biāo)市場，能夠更有效地激發(fā)聚合的儲能容量獲得疊加收益。
主要儲能技術(shù)發(fā)展動態(tài)及應(yīng)用
一、儲能技術(shù)類型與特征
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。
二、儲能技術(shù)應(yīng)用分析
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)。
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。
三、熱點應(yīng)用場景與典型案例
1. 長時間尺度儲能
長時儲能應(yīng)用正在電力系統(tǒng)中進行部署，以平衡電力波動，管理峰值需求，使風(fēng)力發(fā)電和太陽能發(fā)電可以調(diào)度。根據(jù)長時儲能曲線劃分，全球發(fā)展前景較好的長時儲能技術(shù)包括五種：抽水蓄能技術(shù)、混凝土砌塊儲能技術(shù)、液態(tài)空氣儲能技術(shù)、地下壓縮空氣儲能技術(shù)和液流電池儲能技術(shù)。
美國各州都很重視新能源電力發(fā)展，新能源儲能技術(shù)對于實現(xiàn)平抑新能源出力波動、促進電網(wǎng)穩(wěn)定這一目標(biāo)至關(guān)重要。美國加州公共事業(yè)委員會（CPUC）表示，加州計劃到2026年部署裝機容量為1吉瓦的新能源長時儲能系統(tǒng)，以推進其清潔能源轉(zhuǎn)型。CPUC對2019～2020年電力資源組合提出的最佳投資組合建議，包括大量使用太陽能、風(fēng)能和電池存儲資源，以及長時儲能和基于新傳輸系統(tǒng)的州外風(fēng)能。目前，紐約州正在開發(fā)能夠儲能6小時以上的經(jīng)濟可行的儲能系統(tǒng)。
鋰離子電池在儲能市場占比較大，但其應(yīng)用在長時儲能系統(tǒng)中并不是較優(yōu)選擇。在大部分風(fēng)能和太陽能為電網(wǎng)供電的地區(qū)，采用壓縮空氣蓄能（CAES）技術(shù)的長時儲能資源正變得越來越有價值。CAES系統(tǒng)在電力充足的時候進行空氣壓縮儲能，等到電力匱乏之時，再通過解壓空氣進行發(fā)電。加拿大初創(chuàng)公司Hydrostor致力于開發(fā)壓縮空氣儲能系統(tǒng)，NRStorHydrostor壓縮空氣儲能項目是一個很好的案例。Hydrostor利用其A-CAES技術(shù)和專門建造的地下儲存洞穴開發(fā)大規(guī)模的儲能設(shè)施。該技術(shù)可以像抽水蓄能一樣提供長時間的存儲，而且可以進行靈活安裝，此外，此類設(shè)施完全不排放廢氣，成本低廉。
2. 光伏+儲能
近年來，全球光伏發(fā)電比例不斷增加，為保障電能質(zhì)量、提升電網(wǎng)靈活性、提高分布式光伏自發(fā)自用比例，降低用戶用電成本，又加之鋰離子電池系統(tǒng)成本大幅下降，循環(huán)壽命不斷提高，光伏整合儲能技術(shù)系統(tǒng)建設(shè)成為儲能全球應(yīng)用的主流。以德國、英國、澳大利亞、美國、日本為代表的國家在“光伏+儲能”方面走在了世界前列，而與儲能相關(guān)的項目也成為這些國家的投資熱點。這些光儲項目還可以抵消對新建燃氣機組提供容量服務(wù)的需求，具體的系統(tǒng)配置取決于項目所在地區(qū)的尖峰負荷時長和燃氣機組利用率。目前光儲項目的合約類型也在不斷創(chuàng)新和多元化。
以美國為例，內(nèi)華達州公用事業(yè)委員會（PUCN）已批準(zhǔn)Quinbrook與NV Energy簽訂為期25年的售電協(xié)議（PPA），用于克拉克690兆瓦AC Gemini太陽能+電池存儲項目。該項目用于展示將光伏技術(shù)與儲能相結(jié)合的能力，以捕獲和利用內(nèi)華達州豐富的太陽能資源，為NV Energy的客戶提供低成本電力，在太陽下山后長時間保持照明，并可以為內(nèi)華達州電力需求激增的傍晚高峰期進行調(diào)度。美國能源公司PacifiCorp發(fā)布了其長期能源計劃草案，首次將電池儲能確定為最低成本組合的一部分，到2025年規(guī)劃的所有儲能資源都將與新型太陽能發(fā)電相配套。
在德國過去的25年中，已安裝了170萬座太陽能發(fā)電裝置，總裝機容量超過45吉瓦。其中大多數(shù)是安裝在住宅屋頂上容量低于30千瓦的太陽能發(fā)電設(shè)備。這為小型儲能系統(tǒng)提供了廣闊的發(fā)展前景。平均而言，使用電池可將光伏發(fā)電的自用比例從35%增加到70%以上。
更低成本的太陽能系統(tǒng)出現(xiàn)在市場上之后，隨著光伏補貼縮減，儲能電池成本下降，儲能行業(yè)發(fā)展步伐越來越快。家庭儲能系統(tǒng)的價格取決于房屋或企業(yè)的大小、業(yè)主的能源需求、建筑物能接觸到多少陽光，以及面板、電池和管理系統(tǒng)的質(zhì)量。值得一提的是，電池儲能的經(jīng)濟性并不是大多數(shù)電池系統(tǒng)購買者的唯一動機，甚至不是主要動機，他們希望獨立于電力公司和不斷上漲的電價，且希望為綠色能源作出貢獻。
3. 參與“虛擬電廠”
隨著全球太陽能和儲能行業(yè)的快速發(fā)展，虛擬發(fā)電廠（VPP）正逐步成為儲能應(yīng)用的另一大市場。虛擬電廠在電力市場中，可以承擔(dān)的角色包括發(fā)電商、發(fā)電經(jīng)紀商、輔助服務(wù)供應(yīng)商、售電商，這當(dāng)中都少不了儲能裝置的參與。VPP的優(yōu)勢是可以降低對發(fā)電設(shè)備的初期投資，并提高日后靈活并網(wǎng)光伏發(fā)電的能力。
根據(jù)CNESA對全球儲能市場的長期追蹤，目前Sunverge、Stem、Tesla、Green Charge Networks、Sonnen等全球主要的分布式儲能系統(tǒng)集成商都在積極探索VPP模式，并形成了許多代表性的應(yīng)用案例。根據(jù)日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省相關(guān)數(shù)據(jù)，日本國內(nèi)可供VPP收集的太陽能電力規(guī)模預(yù)計將在30年內(nèi)增加到37.7吉瓦，相當(dāng)于37個大型火力發(fā)電站的發(fā)電量，可見作為電力調(diào)配的VPP發(fā)展前景廣闊。
南澳大利亞州政府實施的家庭電池計劃目前已經(jīng)達到了一個重要的里程碑，該州計劃通過VPP技術(shù)整合擬部署的40000個住宅電池儲能系統(tǒng)，并將為每個電池儲能系統(tǒng)提供高達6000美元的補貼。2019年10月，南澳大利亞數(shù)百戶家庭光儲系統(tǒng)形成的VPP項目，通過向澳大利亞全國電力市場供能，成功地應(yīng)對了昆士蘭州發(fā)生的一次大規(guī)模斷電事故。
4. 大型電池系統(tǒng)
近年來，德國積極部署大型電池儲能系統(tǒng)。2016～2017年德國有13個新項目投運，用于平衡電網(wǎng)系統(tǒng)，規(guī)模約138兆瓦。2018年，總部位于荷蘭的電力供應(yīng)商Eneco完成在德國Schleswig-Holstein的大型儲能項目EnspireME。該項目儲能容量超過50兆瓦時，由大約10000塊鋰離子電池組成。Eneco表示，這是迄今為止在歐洲開發(fā)的最大的單點電池儲能項目。項目位于高壓電站旁，可以幫助減少高壓電站的常規(guī)能源損耗，同時提供主要的控制電源，減少風(fēng)力渦輪機棄風(fēng)現(xiàn)象。該地區(qū)的風(fēng)電場將與電池存儲設(shè)施連接，以便在發(fā)電量高時存儲電力。
更大的電池系統(tǒng)應(yīng)用包括不間斷電源和黑啟動能力。利用黑啟動能力能夠以最快速度啟動更多發(fā)電電源，從而恢復(fù)更多的發(fā)電能力。儲能系統(tǒng)具有調(diào)節(jié)幅度更大、動態(tài)響應(yīng)更快的特性，利用儲能設(shè)備輔助黑啟動能夠有效提高局域電網(wǎng)的恢復(fù)速度。此外，德國商業(yè)儲能系統(tǒng)的安裝量也在不斷增長。大型電池市場的未來趨勢包括發(fā)展區(qū)域儲能和租賃模式。區(qū)域儲能將來自本地私有發(fā)電廠（例如屋頂光伏系統(tǒng)）的多余電量存儲在中央電池中。
5. 提供輔助服務(wù)
從國外電力市場的經(jīng)驗來看，儲能最有生命力、競爭力的是提供輔助服務(wù)。當(dāng)前階段，在調(diào)峰、能量時移方面，儲能的技術(shù)經(jīng)濟性還有進一步提升的空間。而儲能作為調(diào)頻等快速響應(yīng)的資源，已經(jīng)在國外市場證明是非常有優(yōu)勢和競爭力的。例如儲能在英國電力市場上可以參與的電力輔助服務(wù)主要為頻率響應(yīng)、容量儲備、無功調(diào)節(jié)和系統(tǒng)安全四個方面，其中電池儲能主要參與固定頻率響應(yīng)（FFR）的動態(tài)頻率響應(yīng)，英國國家電網(wǎng)電力系統(tǒng)運營商（ESO）定期公布英國未來一段時間內(nèi)的調(diào)頻需求，并且每個月都會舉行招標(biāo)。參與者可以針對未來某一個月甚至某連續(xù)的24個月，全天或者一天中的特定時間段分別進行投標(biāo)，中標(biāo)者需要按時實現(xiàn)容量的交付，并且與國家電網(wǎng)按投標(biāo)價格進行結(jié)算。FFR主要可以分為三類服務(wù)，分別為：一級低頻響應(yīng)、二級低頻響應(yīng)和高頻響應(yīng)。英國儲能市場增長的主要驅(qū)動因素包括先進調(diào)頻、其他電網(wǎng)平衡服務(wù)等高價值電網(wǎng)服務(wù)合同。
四、電化學(xué)儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析
隨著應(yīng)用需求的不斷擴大，各國支持政策持續(xù)出臺以及制造工藝不斷完善，近年來儲能電池技術(shù)發(fā)展迅猛，電池安全性、循環(huán)壽命和能量密度等關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)均得到了大幅提升，應(yīng)用成本快速下降。
在儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成上，目前電池成本約占60%，儲能變流器（PCS）占比20%，電池管理系統(tǒng)（BMS）占比5%，能量管理系統(tǒng)（EMS）占比5%～10%，其他配件5%。成本最高的組件是電池和逆變器。
在部署儲能系統(tǒng)時需要考慮許多因素。電池的功率和持續(xù)時間取決于其在項目中的用途。項目目的是由經(jīng)濟價值決定的。其經(jīng)濟價值取決于儲能系統(tǒng)參與的市場。這個市場最終決定了電池將如何分配能量、充電或放電以及持續(xù)多長時間。功率和持續(xù)時間不僅決定了儲能系統(tǒng)的投資成本，而且決定了其工作壽命。
根據(jù)BNEF最新完成的全球儲能系統(tǒng)成本調(diào)研，2019年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統(tǒng)的成本范圍為300～446美元/千瓦時。成本范圍之大也凸顯了儲能項目設(shè)計和安裝過程的復(fù)雜性和多樣性。2019年，4小時電站級儲能系統(tǒng)的總成本基準(zhǔn)為331美元/千瓦時，戶用儲能系統(tǒng)的總成本基準(zhǔn)為721美元/千瓦時。根據(jù)GTM預(yù)測，到2025年，單位千瓦時儲能電池成本將降至110美元，能源存儲系統(tǒng)平衡（BOS）部分將降至85美元。
趨勢展望
一、儲能裝機繼續(xù)保持增長
雖然當(dāng)前全球儲能市場面臨諸多困難與挑戰(zhàn)，但儲能發(fā)展的廣闊前景不會改變，隨著市場機制和商業(yè)模式不斷成熟、技術(shù)不斷進步，儲能規(guī)模將繼續(xù)保持增長。眾多儲能技術(shù)路線中，電化學(xué)儲能是儲能的主要發(fā)展方向，而其中鋰電池路線最為主流。
全球各大機構(gòu)對未來全球儲能市場規(guī)模的中長期預(yù)測顯示，儲能市場發(fā)展?jié)摿薮蟆?jù)Wood Mackenzie預(yù)測，2020年全年新增裝機量將達到創(chuàng)記錄的12.6吉瓦時。到2025年，全球儲能部署投資總額將從2019年的180億美元增加到2025年的1000億美元。世界能源理事會（WEC）預(yù)測，到2030年，全球儲能裝機總量將達到250吉瓦。美國研究機構(gòu)Lux Research預(yù)測，未來15年，全球儲能市場裝機容量將以更快的速度增長，到2035年，累計裝機規(guī)模年均復(fù)合增長率為20%，年收入年均復(fù)合增長率為14.9%。BNEF預(yù)測，到2040年，全球儲能項目累計裝機規(guī)模將達到1095吉瓦/2850吉瓦時，對應(yīng)投資規(guī)模6620億美元。
地區(qū)分布方面，據(jù)HISMarkit稱，美國在2019年已經(jīng)成為世界領(lǐng)先的儲能市場。根據(jù)BNEF的報告，中國將在下一個十年超越美國。同時，印度、德國、法國、英國、澳大利亞以及部分拉丁美洲國家將成為儲能的重要市場。到2040年，亞太地區(qū)的儲能裝機規(guī)模將占全球總規(guī)模的40%，歐洲、中東和非洲占33%，美洲占23%。中國和美國將是全球最大的市場，其需求明顯高于所在地區(qū)的其他市場，兩者的儲能規(guī)模幾乎與印度、德國、南美、東南亞、法國、澳大利亞和英國等其他主要市場的總規(guī)模相當(dāng)。而歐洲、中東和非洲各國的需求則較為平衡。排名前十位的國家累計裝機規(guī)模之和占全球總規(guī)模的近四分之三。
二、儲能成本下降，大規(guī)模儲能潛力巨大
綜合各研究機構(gòu)的數(shù)據(jù)，儲能成本自2010年以來一直呈下降趨勢。2010～2017年鋰離子電池價格下降近80%。盡管不同技術(shù)的價格有所不同，但各種類型電池的價格下降速度大致相同（見圖4）。根據(jù)BNEF數(shù)據(jù)，2019年，全球鋰電池組平均價格已經(jīng)較2010年下降87%，降至156美元/千瓦時，中國鋰電池組平均價格最低，為147美元/千瓦時。
從技術(shù)類別看，未來15年，固定式儲能領(lǐng)域應(yīng)用最多的仍然是鋰離子電池，而液流電池、鈉硫電池等技術(shù)可能會在長時儲能應(yīng)用中取得突破性進展，能夠優(yōu)化調(diào)度或者通過虛擬電廠聚合儲能資源的軟件系統(tǒng)使儲能產(chǎn)品變得更具特色。
圖4 2010～2017年鋰離子電池價格（單位：美元/千瓦時）
三、儲能應(yīng)用場景不斷豐富多元
大規(guī)模儲能系統(tǒng)的應(yīng)用，使得能源轉(zhuǎn)換與利用更加高效，實現(xiàn)了能源的時空平移，解決了能源在生產(chǎn)、傳輸以及使用環(huán)節(jié)的不同步性。目前包括物理儲能、電化學(xué)儲能、儲熱、儲氫等在內(nèi)的多種儲能技術(shù)類型，在新能源并網(wǎng)、電動汽車、智能電網(wǎng)、微電網(wǎng)、分布式能源系統(tǒng)、家庭儲能系統(tǒng)、無電地區(qū)供電工程等不同應(yīng)用場景下，展露出巨大的發(fā)展?jié)摿?，市場前景非常廣闊。儲能參與電力市場的價值可分為三個方面：容量價值、能量價值和輔助服務(wù)價值。目前，調(diào)頻與能量時移成為儲能的主要應(yīng)用場景。其中，通過可再生能源場站配置儲能系統(tǒng)的方式實現(xiàn)能量時移越來越普遍。BNEF預(yù)測，2020年后儲能提供容量服務(wù)的應(yīng)用模式將成為主流。
未來兩年間，儲能主要應(yīng)用將更加多元、均衡。其中，當(dāng)前占比約一半的儲能調(diào)頻應(yīng)用將出現(xiàn)顯著下降，占比降至16%。這一方面，盡管經(jīng)濟性補償較好，但調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，大量靈活性資源短期內(nèi)涌入調(diào)頻市場或快速拉低調(diào)頻價格；另一方面，波動性可再生能源持續(xù)發(fā)展，配套大量儲能系統(tǒng)，極大提升能量時移應(yīng)用的占比。能源時移應(yīng)用占比將翻倍增長，成為最主要應(yīng)用。
圖5 2020~2021年全球儲能市場主要應(yīng)用場景分布情況預(yù)測
四、國際資本進入儲能市場培育新業(yè)態(tài)
在能源轉(zhuǎn)型的大背景下，傳統(tǒng)能源企業(yè)向新能源業(yè)務(wù)尋出路是必然的選擇。2019年1月，殼牌新能源與英國清潔能源項目的開發(fā)商和建設(shè)者Anesco合作開發(fā)了電網(wǎng)級電池儲能系統(tǒng)，項目容量1.25兆瓦/1.25兆瓦時，這是殼牌首個電網(wǎng)側(cè)儲能項目。2019年2月，殼牌宣布收購Sonnen，使之成為殼牌的全資子公司。殼牌借此有望成為歐洲最大的儲能企業(yè)。同年，包括杜克能源（Duke Energy）、Xcel Energy公司和亞利桑那州公共服務(wù)公司（APS）等在內(nèi)的近50家美國電力公司，為了實現(xiàn)減排目標(biāo)，開始依靠儲能系統(tǒng)來緩解批發(fā)市場的波動，并為部署更多的可再生能源發(fā)電設(shè)施提供支持。
如今的全球儲能市場，不僅吸引了傳統(tǒng)的能源電力公司，太陽能電池板、儲能系統(tǒng)、電力設(shè)備等供應(yīng)商，能源行業(yè)以外的公司也開始在這一領(lǐng)域進行投資，國際資本相繼進入儲能市場培育新業(yè)態(tài)。
原標(biāo)題：國際儲能市場最新發(fā)展動向及趨勢
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