电池储能系统如何利用高昂电价和波动性带来的市场机会加快部署？

对英国电力系统来说，2021年将是一个戏剧性的开始，而英国电力交易市场及其平衡机制的电价都创下了历史新高。

随着风力不足和冬季低温使英国电网容量开始缩减，英国的电力系统运营商NationalGridESO公司发在2020年冬季布了6个电力裕度通知(EMN)。而这种情况自从2008年以来是前所未有的。

在公布多个电力裕度通知(EMN)之后，英国电力市场发生了戏剧性的反应，在公布了最新一次通知后，英国电力交易市场（N2EX）的电力价格在一月十三日达到1,500英镑/MWh（2,051美元/MWh)。

电网平衡市场也有类似的反应，在一月八日19:30至20:30的电力价格达到了4,000英镑/MWh。这是自2001年新的电力交易安排尚处于起步阶段以来的最高价格。

气温下降和边际紧缩

英国电价创下历史新高的关键原因是每年冬天的电力供应紧张，因为随着气温下降，能源使用量不断新增，从而创造了更高的需求水平。一般来说，英国冬季的需求比夏季高出30%左右。

较冷的天气通常也意味着较低的风力发电量，而冬季的阳光不足也意味着较低的太阳能发电量。因此，可再生能源发电设施不能像一年中其他时间那样供应电力。

NationalGridESO公司必须经常依靠化石燃料发电来弥补电力需求差额，通常采用燃煤发电厂和燃气轮机联合循环(CCGT)发电厂的电力。但是该公司的可用容量减少，现在只剩下四个运营的燃煤发电厂，而这些发电厂将在2025年之前退役。

去年，苏格兰和南方能源公司(SSE)关闭了FiddlersFerry燃煤发电厂，RWE公司也在2019年关闭了AberthawB燃煤发电厂。

尽管天然气发电仍占英国电力结构的很大一部分，但根据NationalGridESO公司的调查数据，到2020年天然气发电仍将占英国电力结构的30.9％。此外，发电厂进行的额外计划维护进一步影响了可用性，以及许多站点的计划外停机。

互联电网发生故障

互联电网的重要性以及英国电力系统对互联电网的依赖已经成为人们关注的焦点。自从九月以来，英国与荷兰的互联电网一直处于瘫痪状态，至今仍未恢复。

HartreeSolutions公司合伙人AdamLewis补充说：“由于缺乏信息以及中断，互联电网正常恢复期间可能将会延长。”

这些因素叠加在一起，使英国电网的利润率进一步收窄，致使NationalGridESO公司缺乏完整的安全电力供应缓冲，从而推高了电力需求，并导致电力价格上涨。这在一定程度上也受到了英国脱欧的进一步影响。

英国于2020年十二月三十一日正式脱离欧盟，其结果是，英国电力市场不再是欧洲电网中的一部分，虽然与欧洲电网脱钩并不会导致更高的电力价格，但确实会导致一定程度的交易复杂性，导致英国2021年初电力价格升高。

Lewis强调说，“未来一天的仍存在较大分歧，英国电力交易市场（N2EX）的价格在一月十三日下午5点结算价为1,499.62英镑，与欧洲电力交易所（EPEX）市场价格相比高出500英镑——这是英国脱欧以来导致英国与欧洲脱钩的最大价差。”

他表示，这些因素结合在一起，导致英国电力价格快速上涨。

电池储能系统可以有所作为吗？

业内观察人士强调的一点是，英国缺乏对这种时期做出反应的储能系统。例如，总部位于英国的清洁技术贸易公司VESTEnergy公司管理合伙人AaronLally表示，英国电池储能行业的投资和部署仍然不足，这将导致电力市场更加动荡。

他说，“自从2016年底以来，由于天气偏暖，欧洲的可再生能源发电量较高，这种市场供需紧张状况一直被掩盖。而在2020年，由于季节性需求和较冷的天气导致电力供应短缺，英国的电力价格在2020第4季度价格飙升。考虑到当前的天气模式以及与欧洲电网脱钩，电力价格可能仍将上涨。在峰值电力需求期间，电力价格上涨集中在2～3个小时内。而假如采用持续放电时间为2小时的电池储能系统，可以满足这些价格飙升的需求。”

在今后的一段时间，电力价格的波动将继续存在。英国目前拥有和运营装机容量为1GW以上的储能系统，并且计划在700多个地点部署总装机容量为14GW的电池储能系统。

自从2020年修改规划立法以来，在英格兰地区部署的储能项目的装机容量可以超过50MW，而在威尔士地区部署的储能项目的装机容量可以超过350MW，这为规模更大的储能项目开辟了市场，以帮助应对这些波动的价格。而英国迄今为止规模最大的电池储能项目（InterGen公司计划部署的装机容量为640MW的Essex电池储能系统）得到了英国监管部门的批准。

EnAppSys公司主管PhilHewitt表示，高昂的电力价格并不完全是消极的因素，因为它们可能会刺激储能项目进一步开发和部署。