行业动态｜2020全球储能市场盘点：乘风破浪，聚势前行
2020年注定是不平凡的一年，新冠疫情成为这一年的主题，确诊病例的曲线走势如同股市行情一般牵动着许多行业的神经，而对于国际储能市场而言，2020年是魔幻的，是充满挑战的，是突破和创造历史的一年，储能联盟将通过七个关键词带您一起回顾，看看这一年国际储能市场都发生了什么？
01
疫情救济
美国国会出台了一揽子疫情救济计划，其中包括延长光伏系统的投资税收抵免以及拨款10亿美元用于支持储能技术的研究、开发和示范等；
西澳大利亚政府发布了一项6630万美元的以可再生能源为重点的一揽子计划，其中包括对电池储能系统和虚拟电厂的支持；
欧盟计划投入7500亿欧元支持绿色经济复苏，而储能对于实现欧洲绿色经济，特别是在交通和能源行业领域实现碳中和的道路上将发挥重要作用；
奥地利针对小型光储系统启动3600万欧元的退税计划；
意大利为户用光储系统提供税收减免，北部的伦巴蒂政府也将拨款1000万欧元，继续为购买户用光储系统的用户提供补贴。
02
“大”规模
经过上半年，特别是一季度的低迷之后，市场开始逐渐回暖，此前停滞或延后的项目申请和建设慢慢恢复正常，项目的建设规模越来越大，开始进入“大”规模时代，特别是以美国、英国和澳大利亚为代表，相继发布了百兆瓦级储能项目建设规划，规模均创造了各自的历史新高。
美国，2020年无疑是美国储能史上重要的一年，电网级电池储能的新增市场规模首次突破了10亿美元大关和1GW大关。与2019年相比，总装机容量翻了一番，新增装机容量主要来自加州，LS Power在该地区完成了美国乃至全球最大的电池储能项目，规模为250MW/250MWh，此外，该州还有类似几个大型项目正在加速完成中。
英国，2020年迈出了“重大、积极又适时”的一步，内阁通过立法，取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰和威尔士分别部署规模在50MW和350MW以上的储能项目。这项举措打开了英国大型储能项目建设的大门，英国当前规模最大的储能项目业已出现，该项目位于泰晤士河畔，规模320MW/640MWh，且未来有望扩增至1.3GWh。
澳大利亚，继续将Hornsdale百兆瓦级电池储能项目的成功经验复制到多个地区，其中包括，AGL在南澳规划的一个250MW/1000MWh电池储能项目、Neoen在维多利亚州部署的一个300MW/450MWh锂电储能项目、以及Renewable Energy Partners在昆士兰州开发的一个500MW电池储能项目等。
03
“小”储能
虽然储能项目的建设规模越来越大，但小型分布式储能，特别是家用储能的发展在2020年也取得了重大进展，越来越多的储能企业、公用事业公司在关注这些“小”储能，尤其是将它们聚合形成虚拟电厂后所发挥的“大”价值，而如何控制这些分散在不同地点的“小”储能为电网提供服务？可以实现一些大型电厂一样的功效吗?用户需要多少补偿才有动力参与? 任何人都可以在适合的地区安装足够多的“小”储能来赚取一些钱吗？这些都是萦绕在该领域的热议话题，资本市场也表现出了对虚拟电厂项目的青睐，这些灵活的“小”储能正在转变为一种可投资的基础设施，2020年，很多公司都在积极布局这方面的业务。
美国领先的光储系统供应商Sunrun目前已经安装了1.3多万套家用储能，正在与南加州爱迪生公司合作，研究虚拟电厂在大洛杉矶地区的价值；
Green Mountain Power目前控制着2567套特斯拉的Powerwall家用储能系统，灵活性容量达13MW，通过降低高峰时段为公司节省300多万美元；
聚合商Swell Energy从Ares Capital Management获得了4.5亿美元的融资，用于安装1.4万套家用储能系统，以履行其与公用事业公司之间签署的服务合同；
需求响应初创公司Ohmconnect获得1亿美元融资，其中8000万美元将用于建设一个550MW的虚拟电厂项目；
家庭备用电源领军企业Generac收购分布式资源软件控制开发商Enbala，以此打入家用储能市场，并在虚拟电厂市场分一杯羹。
04
长时储能
近年来，锂离子电池储能技术一直在快速增长，根据CNESA全球储能项目库的数据统计，锂离子电池近五年来（2015-2019）的年复合增长率为85%，截止到2020年9月底，锂离子电池的累计装机规模达到9.8GW，在已投运电化学储能项目中的占比为90%，占据了绝对主导地位，但从目前已投运的锂电项目上看，它们的全功率放电时长很少能超过4个小时，长时非锂储能技术开始进入大众视线。2020年一些政府部门、储能企业已开始将各自的长时储能计划提上日程。
加州公用事业监管机构预测，到2026年，该州可能需要约1GW的长时储能；
加州储能协会预计到2045年，加州在清洁能源转型过程中将需要45GW 的长时储能，相当于目前加州的峰值电力需求；
Form Energy将在2023年为明尼苏达州的一家公用事业公司提供一套150小时的“水空气”储能系统，并获得7600万美元的C轮融资；
Lockheed Martin开始其首个长时储能系统GridStar Flow的测试工作，规模500kW/2500kWh，完全放电情况下持续放电时长为5小时，半放电情况下放电时长可达10小时。
05
低成本
锂离子电池组方面，过去十年来（2010-2020），全球锂离子电池组平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%，并且在2020年首次出现了价格低于100美元/kWh的调研样本，同时预测未来三年内，价格将降至101美元/kWh。
储能系统成本方面，2020年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为235-446美元/千瓦时。带动成本下降的主要因素则包括储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高以及市场成熟度提高。
平准化成本（LCOE）方面，2020年，一个4小时的电池储能系统的LCOE已达到150美元/MWh，是两年前的一半，同时，在2小时以内的放电时长情况下，电池储能用于调峰已经比传统的燃气电站更具经济性。此外，美国能源部在近期发布的储能大挑战路线图中还提到，到2030年，长时固定式储能应用的LCOE将达到50美元/MWh。
06
光 储
在过去几年里，美国各地宣布建设了一系列光储项目，这些项目因其极低的PPA而总是能登上新闻头条，从2015年夏威夷KIUC 签署的139美元/MWh PPA 开始，到2017年亚利桑那州图森电力公司签署的45美元/MWh PPA，PPA一跌再跌，直至加州Eland 光储项目签署的40美元/MWh PPA，创造历史新低。尽管如此，这么低的PPA仍然还是可以实现的，但需要备良好的可再生能源条件，光伏电站总能源输出与储能容量之比足够高，政府激励政策，以及储能系统成本的持续下降等特定的先决条件。
此外，光储项目的成本也在快速下降，根据NREL的数据统计，美国西南地区光储项目的成本已低于30美元/MWh。以20MW/80MWh储能系统为例，仅仅2018年一年大型电池储能的安装成本下降了近40%，预计到2030年安装成本也有可能再下降52%。在一些地区，光储系统以对传统火电、天然气电站、柴油发电等形成竞争。
07
安全警钟
2020年7月，亚利桑那州公用事业服务公司对外发布McMicken电池储能项目火灾事故报告，原因直指电池，将大众视线再次聚焦到该项目电池供应商LG化学上，毕竟在韩国本土发生的30起火灾事故的储能电站中，LG化学就是主要的电池供应商之一。无独有偶，2020年9月，位于英国利物浦的20MW Carnegie Road电池储能项目发生火灾事故，该项目的电池同样来自LG化学，这无疑将LG化学推上风口浪尖。2020年12月，LG化学又相继收到了五起有关美国储能电池过热引发火灾的报告，公司以相关储能电池存在过热风险，可能引起火灾或冒烟为由，召回了几个特定批次的家用储能电池产品。
安全问题依然是储能行业面临的一大挑战，现有标准规范虽然都已经认识到热失控蔓延是一种严重的安全风险，但并没有很好的解决措施，仍然需要有商业上可用的技术和设计来应对潜在的热失控蔓延风险。此外，这些安全事故也给当前国内低价竞争环境下的储能项目建设敲响了警钟，储能系统的安全需要从系统设计、建设到运维进行全方位考虑，如果没有做好安全防护，小隐患终将会酿成大事故。