摘要：最近在伦敦举行的Renewable UK Storage2019大会上，很多市场参与者和其他利益相关者表示，英国储能市场远未成熟。而鉴于英国计划到2050年实现净零排放可再生能源目标，因此需要部署更多的储能系统，但该国在未来的储能应用和收入流还需要更加明确，以吸引投资者。

最近在伦敦举行的Renewable UK Storage2019大会上，很多市场参与者和其他利益相关者表示，英国储能市场远未成熟。而鉴于英国计划到2050年实现净零排放可再生能源目标，因此需要部署更多的储能系统，但该国在未来的储能应用和收入流还需要更加明确，以吸引投资者。
　　
　　英国实现向净零排放经济的转型需要更多的清洁能源，因此需要部署更多的储能系统。
　　
　　英国储能市场不断增长，但在收入流方面需要更多的可见性
　　
　　根据英国可再生能源厂商RenewableUK公司的最新调查，英国的储能市场不断增长，储能系统的装机容量从2018年的6.9GW增长到2019的10.5GW，其中大部分是锂离子电池储能系统。
　　
　　然而，由于商业案例并没有明确，如何从电池储能系统中获得收入可能会让人感到困惑。
　　
　　从2025年起，随着低成本和高批发价格之间差距的扩大，以及更多的低成本风力发电量和太阳能发电量以及套利的收入机会增加，储能部署的经济性看起来十分乐观。
　　
　　英国电力系统运营商（ESO）NationalGrid公司预计，根据其未来的能源情景模型，到2030年，英国发电设施的装机容量将达到150GW，而如今的装机容量只有100GW。其中一半以上将来自风能、太阳能和其他可再生能源。其峰值需求将与目前大致相同，只有50～60GW。
　　
　　随着英国在2050年继续增加更多的可再生能源发电容量，并减少火力发电容量，英国供电量可能从2030年的2～3TWh上升到2040年之后的20～25TWh。
　　
　　此外，National Grid公司还预测，到2050年，英国发电设施的装机容量将超过200GW，其中可再生能源占150GW，储能系统容量将达到30～50GW。其峰值需求几乎不会增加。
　　
　　National Grid公司能源战略和政策的首席顾问Marcus Stewart说：“到2050年，英国电网将出现大量的过剩容量，夏季的电网过剩装机容量将高达50GW。”
　　
　　Stewart表示，NationalGrid公司还基于零碳电力组合，对电力系统在2025年的运行方式进行了建模，这与该公司的低碳方案类似。
　　
　　在2017年至2019年期间，大部分与电网相连的储能容量被用于提供频率调节和容量市场。随着清洁能源发电量符合其预测，将更加需要频率调节型的电网平衡服务。
　　
　　收入机会有限
　　
　　投资管理机构ForesightGroup公司高级运营经理JackSteven在会上表示，“在收入流方面存在很大的疑问，也就是其确定性将来自何处？”Foresight公司投资的用于电网的储能资产主要是在增强的频率响应（EFR）和容量市场中发挥作用。
　　
　　RenewableUK公司的最新数据表明，尽管2018年是英国储能市场增长创纪录的一年，装机容量达到450MW，但2019年的储能市场的装机容量仅超过100MW，甚至低于2017年。
　　
　　ForesightGroup公司首席经济学家MarinaValls表示，虽然已有一些电网规模电池储能项目的部署计划获得批准，当2020年容量市场拍卖再次启动时，这种“观望”态度可能会改变。
　　
　　欧盟委员会在2018年11月暂停了英国的电力市场，这一机制确保在峰值期间有足够的电力供应，在此之前，欧盟委员会一直在调查其与欧盟国家援助规则的兼容性。
　　
　　其他新的收入机会包括配电网运营商（DNO）竞标本地平衡市场中配电网的容量。
　　
　　Valls指出，尽管电池储能项目的部署成本有所下降，但投资商的标准却有所不同。贷款人确实需要参与。但由于对他们的付款方式没有明确的认识，因此推迟了付款。
　　
　　储能行业的发展还有一些不确定性，例如容量市场的暂停可能会使放贷者感到紧张。在研究财务模型之前，必须考虑其对储能部署的看法。
　　
　　National Grid公司的建模指出未来几年的更多套利机会
　　
　　但是，连接到电网的电池储能系统的设计主要是为了响应频率调节信号，这与针对批发市场中的套利机会相比是一种不同的操作。储能系统使用方式的任何重大变化都可能影响电池保修服务。
　　
　　积极的变化
　　
　　Stuart表示，National Grid公司将在未来几个月内实施一项工作计划，其中包括研究平衡机制以更好地促进储能部署。
　　
　　政策方面的进展应有助于简化储能项目的开发阶段。去年，英国商务能源与产业战略部(BEIS)同意改变阻碍50兆瓦以上项目发展的规则。
　　
　　根据英国商务能源与产业战略部(BEIS)的建议，储能项目（抽水蓄能除外）只需获得地方相关部门的同意就可以进行部署。
　　
　　英国配电网运营商（DNO）去年进行的第一轮拍卖结果提供了灵活的容量来支持配电网络，显示了配电网灵活性的提高如何减少电网升级的需求，从而节省了成本。
　　
　　在最初的拍卖之后，专家分析了灵活性提供者的细分情况，并认为配电网运营商（DNO）可以从包括电池储能系统和需求响应聚合器在内的技术中获得灵活的容量，从而推迟其电力设施的升级并提高弹性。
　　
　　到2019年6月，英国只有19％的储能系统（842MW）是装机容量1MW以上的大型电池储能系统，而化石燃料发电设施占77％。这些发电设施最有可能利用天然气或柴油来发电，并以一些热电联产、废物发电和风电场作为补充。
　　
　　行业机构指出，这些首批招标的最大赢家大多是依赖化石燃料发电设施的发电商，而不是部署储能系统或需求侧管理等零碳解决方案的新进入者。随着化石燃料的逐步淘汰，这种情况应该会改变。
　　
　　乍一看，不断扩大的储能应用和越来越多的进入者似乎是一个发展强劲的市场。在许多方面，英国是欧洲储能行业的领导者。相比之下，德国的储能市场为其储能系统提供了电网平衡的收入流。
　　
　　投机市场
　　
　　由于缺乏长期可见性和风险，对英国储能项目的融资具有挑战性。由于没有存储业务模型，严重依赖提供快速频率响应(FFR)和短期合同等收益流对于许多贷款者来说承担着太多的风险，而平衡机制等前景看好的市场仍需要微调才能使储能系统实现资本化。
　　
　　开发商RES公司新技术交付项目经理Tracy Scott表示：“有很多储能项目得到了批准，不过直到去年夏天，我们才开始重新看到投资者的兴趣。其部分原因是在增强频率响应(EFR和快速频率响应(FFR)市场拥有电池储能系统的投资者对这项技术感到满意，此外电池在过去两年中价格持续下跌。”
　　
　　总部位于伦敦的KiwiPower公司储能业务经理Simon Williamson表示，虽然需要了解灵活性，但预测不确定性的收入是困难的，而寻求第三方融资的投资者需要更多的确定性才能推进储能项目的部署。
　　
　　为了帮助解决聚合平台中电池储能资产所有者的风险，KiwiPower公司致力于制定电池最低定价，以确保其最低收入水平。该公司提供的其他选择包括收取一定的费用，这将投资者的风险降低到最低水平，同时降低长期收入。对于面临更大风险的投资者需要寻求市场多样化，更多地采用商业风险模型，这种模型可以获得更高收益。
　　
　　Gridserve公司可持续能源首席投资官Mark Henderson认为，贷款方需要更具创造力，并同意七年甚至五年的时间，而不是考虑更长的融资期限。
　　
　　他说，“我们才刚刚起步，电池储能系统部署将获得更多的融资，然后再为其进行再融资。随着我们从运营中的电池储能系统中收集到更多有关其性能的数据，将来对这些储能资产进行再融资就越容易。”
　　
　　编辑：Harris
　　
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