英国储能计划部署装机容量超14.5GW 已运营电池储能系统装机约1.2GW

苏格兰电力公司（Scottish Power）项目管理主管Tony Gannon日前在由Solar Media Market Research公司主办的一次网络研讨会上发表了名为《英国和爱尔兰电池储能市场的趋势和机遇》的演讲。他在演讲中指出，英国储能行业在2020年克服了许多挑战，并对技术能力和市场机遇的交汇点变得更加适应。

而Solar Media Market Research公司分析师Lauren Cook提供了英国和爱尔兰快速增长的储能市场的关键统计数据和见解，其中包括英国在不同开发阶段的装机容量为14GW储能项目和爱尔兰计划部署装机容量为2.7GW储能项目。

Solar-Media Market Research是行业媒体Solar Media的专家团队，去年跟踪调查了60项针对英国大型电池储能项目的新规划申请，其总装机容量约为1.2GW。Cook表示，英国储能部署逐年增加，商业模式也在迅速变化。英国的储能立法也经已发生变化，以允许部署装机容量为50MW以上储能项目。

Cook说，“英国储能部署管道的装机容量已经超过14.5GW，已经开通运营的电池储能系统装机容量约为1.2GW。随着50MW以上储能项目部署数量不断增加，英国储能部署管道正在持续增长。人们对与风力发电设施和太阳能发电设施共址部署的电池储能系统也越来越感兴趣，我们现在看到储能集成商正在为这些项目提交更多规划申请。”

在网络研讨会期间，对于将储能项目规模限制在50MW以下的规则解除将产生多大的影响。Cook表示，在英国部署和规划部署的储能项目中，最大规模的储能系统装机容量为49.9MW，换句话说，这是储能开发商在遵守法规的情况下能够部署的规模最大储能系统。

Cook说，“到目前为止，英国部署的大多数储能系统的装机容量都限制在50MW以下，还有一些规模更大的储能项目即将获得批准，这主要是由拥有并运营大规模发电设施的公用事业公司推动的。储能项目的规模取决于拟议部署项目类型，例如，配套部署的电池储能系统规模将与共址部署的可再生能源设施规模相关。在部署规划中看到更多装机容量高于50MW储能项目还为时过早，但提交项目申请的数量有所增加，这些项目很可能在2021年晚些时候开始部署。”

Tony Gannon在此次网络研讨会上表示，Iberdrola公司是英国一家发电资产的所有者、运营商和开发商，例如，Iberdrola公司的子公司苏格兰电力公司是英国最大的陆上风电开发商，因此将电池储能系统与可再生能源发电设施共址部署在一起是很有意义的。其中的一个原因是与现有电网连接的太阳能发电设施或风力发电设施共址部署的储能系统可以节省规划限制和建设输电网络成本。另一个原因是，当电力供应超过需求时，电池储能系统可以减少可再生能源发电量被削减的可能性。

Gannon说，“在短期内，共址部署的好处是利用现有可用的电网，并节省运营成本，特别是在苏格兰（苏格兰地区的输电成本比英国其他地方高得多）。从长远来看，我预计共址部署的电池储能系统将在以防止电网过载方面发挥重要作用。”

在一个特定项目中，苏格兰电力公司将风力发电场和电池储能系统共址部署在一起，构建了虚拟同步发电厂，可以为电网提供惯性以保持其稳定。与此同时，Gannon建议，应该从战略上更有利地考虑部署独立电池储能系统的机会，以使其有利于电力网络。

Solar Media Market Research的调查数据表明，英格兰东南部部署的电池储能项目集中度很高。Lauren Cook指出，该地区有许多人口密集的城镇，并且具有相应的电网拥塞情况。

他说，“英国各地都在规划部署电池储能项目，往往部署在需要解决这些问题的大型电网变电站附近。这与可再生能源发电设施的位置有关，例如苏格兰的风力发电场和英国东部的太阳能发电场。展望2021年，这种趋势很可能会继续发生，因为将电池储能系统与新建的风力发电场和太阳能发电场共址部署在一起，并且许多电池储能项目都位于变电站附近。”

就装机容量而言，由于迄今为止上线运营的储能项目在2016年的招标中获得了提供增强的频率响应（EFR）的合同，因此2020年是从2018年以来英国部署的电池储能系统最多的一年（约450MW）。而英国输电运营商National Grid公司表示，2020年某些方面的发展更为重要。

他表示，英国储能行业在2020年对电池性能退化和优化资产性能以满足市场机遇等技术问题感到满意，而收入堆叠（通过使用同一资产提供多种服务从多个收入流中获利）变得更为普遍。

Gannon表示，在2020年这个“电池储能年”，部署和运营电池储能系统可以获得更多收入。一些投资商也进入了储能市场，他们意识到电池储能系统可以提供可观的回报，并且可以管理固有的风险。

Gannon说：“我认为，围绕电池储能系统的主要信息仍然是灵活性，无论是在技术能力还是在业务模型方面，这都是由服务和市场如何不断发展和发展所驱动的。我认为，虽然储能项目可能仍然是针对特定的收入流而定制的，但它们的设计将会提供越来越广的潜在服务，从而为电网提供更多的好处。”

与此同时，爱尔兰储能市场正处在发展的早期阶段：正在开发一个装机容量为2.7GW的储能项目管道，其中900MW拥有规划许可并已签定电网合同。爱尔兰首批运营的两个大型电池储能项目于2020年建成。第一个储能项目的装机容量为11MW，第二个储能项目的装机容量为100MW。

爱尔兰的储能项目管道中大约有14个项目的装机容量超过500MW，而在2021年，通过电网运营商Eirgrid公司的DS3电网服务拍卖获得合同的项目将开始部署。展望未来，爱尔兰最近启动的可再生能源支持计划（RESS）招标可能会通过共址部署或者通过帮助电网将更多的可再生能源整合到其组合中，以支持更多电池储能系统部署。

Gannon表示，部署更多的可再生能源发电设施意味着部署更多储能系统，这可以促进脱碳应对气候危机。他说，“通过允许管理间歇性发电的可再生能源发电设施为稳定电网运营提供帮助，并取代化石燃料发电设施，电池储能系统将成为到2050年实现采用净零能源的最大推动力。”

Gannon表示，储能行业仍然面临一些挑战。电池储能系统在未来市场可以发挥的作用还不得而知，并将面临“价值侵蚀”的风险。

Tony Gannon说：“如今已经出现了诸如动态遏制（英国新近推出的一种频率调节服务）之类的新服务，并且我们看到投资商对这种类型的收入组合越来越满意。目前，电池储能系统的当前风险似乎更具技术性，例如有效管理退化，并确保储能资产长期安全使用。”