2022年加拿大储能规模将达1.1GW/2.5GWh

长期以来，储能一直是加拿大某些地区的主要能源利用方式之一。在卑诗省、魁北克省和东部沿海地区发现的丰富水力资源，使位于这些地区的抽水蓄能设施能够提供多重储能效益。

然而，由于加拿大幅员辽阔，地理上的巨大差异导致不同地区的电网发展有着显著不同。现在，它也对加拿大的储能行业产生了很大影响。

在监管方面，加拿大没有一个职能类似于美国联邦能源监管委员会(FERC)的组织(加拿大国家能源委员会主要关注石油、天然气以及国际和跨省输电)。从现状来看，加拿大个别省份与南方边境美国各州之间的电力联系往往比其与国内省份更紧密。

北美9大区域电力市场示意图。加拿大中部安大略与阿尔伯塔等省，与美国电力市场联系比和国内更为紧密。

如今，加拿大各省区都在积极发展新型储能技术(锂离子、空气压缩和飞轮储能)，尤其是在水力资源相对不那么丰富的中部安大略和阿尔伯塔等省，这种势头更为明显。

总体而言，当前加拿大储能市场主要由四个方面驱动：1、政府采购;2、表后市场(behind-the-meter)成本的降低;3、公用设施的建设;4、偏远社区的电力可靠性解决方案。综合这些要素判断，我们预期到2022年，加拿大新型储能规模将达到1.1GW/2.5GWh。

政府采购

在安大略省，独立电力系统运营商(IESO)已经采取了竞争性招标。自2012年以来，这些竞争性招标完成了大约20个储能项目的采购，这些项目完全投运后，大概有50MW的规模。

当前的采购模式主要分为两个阶段：第一阶段的重点是通过基础储能建设来提供辅助服务，从而提高系统可靠性;第二阶段的采购要考虑满足未来系统需求、延缓输变电投资以及提高可再生能源消纳等。与此同时，IESO还会定期发布包含调频或需求侧响应的储能项目招标。在这些方面，储能的竞争日趋激烈。

这些采购项目的建设和投运，是加拿大储能行业长期公关努力的结果，也为加拿大储能公司参与大规模的电网或公用事业项目奠定了坚实的基础。由于这些项目不依赖公共激励和财政补贴，它也可以避免受到政治因素的干扰(新一届安大略政府可能会削减或取消前一任政府的可再生能源项目规划)。

在政策方面，安大略省于2017年发布的长期能源计划(LTEP)，已经认识到有必要解决对储能技术的监管障碍。因此，2018年4月，安大略省独立电力系统运营商(IESO)成立了储能咨询小组，以找出妨碍储能公平竞争的潜在障碍，并解决相关的问题。与此同时，安大略省能源委员会(OEB)还发布了一项实施规划，来促进包括储能项目在内的分布式能源开发。

经过调研，IESO得出结论，储能技术可以为电力系统可靠性提供一些保障服务(如调频、电压控制和备用)。储能还能延缓输配电投资，提高现有电力资产利用率和区域内的供电质量。IESO还建议，为了充分利用储能潜力，投资者要重点关注能够提供多重服务的细分领域。

在阿尔伯塔省，阿尔伯塔电力系统运营商(AESO)自2012年开始研究储能的价值。该省计划在2030年实现30%的电力由可再生能源供应，在此背景下，2018年5月，AESO完成了一项可再生能源和储能的评估报告。报告认为，锂电池储能系统在辅助服务市场具有成本效益的竞争能力，但前提是要解决一些市场规则和输电电价问题。

后储能市场

通过储能设施，来减少用电高峰期的高价电费支出，是加拿大表后储能市场得以发展的重要原因。

(译注：Behind-the-meter(电表后)与Front-of-the-meter(电表前)相对。简单理解，表后市场多指居民及工商业储能，表前市场多指电网及电源侧。)

近年来，在安大略省，由于全网调节费(GA：Global Adjustment)制度和工业保护倡议(ICI)，表后储能市场有了新的发展趋势，一些用户在用电高峰期减少了用电需求。

依据安大略省政府2005年制定的GA(全网调节费)制度，工业用户需缴纳大额电费。GA是为了解决“缺钱”问题(即市场收入不足以支付一定的固定容量成本)而设置的制度。电力现货价格下跌导致GA增加，反之则减少。多年来，安大略省的GA费用大幅增长，从2006年的7亿美元(占总供电成本的8%)增长到2017年的119亿美元(占总供电成本的80%以上)。

根据工业保护倡议(ICI)，阿尔伯塔省对大型工业消费者(A级)的全网调节费(GA)分配，取决于他们在过去12个月内对该省前五个高峰需求小时的贡献，而剩余的GA成本则按耗电量比例转移给其它消费者(B级)。

为了将GA费用降到最低(在某些情况下，这可能远远超过电价)，A级消费者受到激励，通过减少生产或自备电厂(包括储能)，将消费从高峰时间(或他们预期的高峰时间)转移出去。因此，安大略省经历了一段“淘金热”，许多本地和国际储能企业追逐GA费用支出最大的商业和工业用户。

公用设施建设

在省级采购之外，一些安大略公用事业公司正在引导不同的储能技术参与到多种场景应用之中。他们迄今为止的经验证明，储能技术有潜力成为管理峰值负荷、调节电压频率、确保可再生能源发电的可靠性以及创建更灵活输配电系统的综合工具。

许多公用事业公司还建议相关成本成为基础电价的一部分。而对于客户来说，储能可能是降低与峰值能源需求相关成本的有用工具。

例如，安大略省多伦多水电公司和其合作伙伴做了几个试点。其中一个储能项目用来测试水下压缩空气储能的电网效益，该项目侧重于验证备用电源、转移负荷和缓解输配电拥堵的能力;而另一个项目是开发一种安装在电杆上的解决方案，在非高峰时段充放电力，通过对智能电表数据的自动响应来提高其可靠性。这套系统的优势包括负载均衡、基础设施升级延迟和灵活操作等。

同样，安大略第一电力公司(Hydro One)也在该省运行了一个飞轮储能系统，用来调节一个20MW风电场和奥沙瓦电力公司引起的电压波动。他们的合作伙伴还开发了一个项目，允许奥沙瓦市的家庭在家使用太阳能，并使用锂离子电池储存太阳能，从而将能源需求从高峰转移到非高峰，并在停电时提供备用电源。

在阿尔伯塔省，阿尔伯塔公用事业委员会(AUC)批准了一个抽水蓄能项目。当电力需求较低时，水将从较低的水库抽到较高的水库。当需要电力时，例如在用电高峰期或低风期，以向阿尔伯塔南部的风力发电场供电时，水将被允许流回较低的水库，并驱动涡轮机发电。

储能、分布式发电和偏远社区

在分布式能源中布置储能设施可以提高供电保障，并应对突发事件。例如，在孤岛情况下(加拿大许多偏远的北部社区实际上是“孤岛”)，当系统的一部分由于停机而与主电网断开连接时，蓄电池可以快速反应以维持供电。

此外，当在用电高峰时将储存的电力注入电网，系统峰值负荷会减少，从而减轻变电站关键设备的压力，这将延长相关资产的使用寿命，以延缓新的投资建设。

卑诗省水电公司(BC Hydro)的1MW电池储能设施是一个成功的例子。它位于该省的两个偏远山区，用于分布式发电场景(这是一个令人鼓励的先例，表明非水力发电的储能仍可以在拥有大量水力资源的地方占有一席之地)。

2013年以前，位于卑诗省东库特奈山区的金山镇和菲尔德镇，长期遭受供电保障不足的困扰。这两个小镇都从卑诗省水电公司的金山变电站获得电力，该变电站使用四条径向配电馈线为金山镇及其周边地区供电。

菲尔德镇位于金山镇东部约50公里处，由金山变电站一条25千伏支线供电。由于菲尔德镇所在的约霍国家公园山高林密，一到冬天，天气寒冷，大雪纷飞，该输电线经常会长时间停电，崎岖的地形也使得工作人员很难找到故障并恢复供电。

加拿大许多地区纬度奇高，四季苦寒，储能是有效保障电力供应的解决方案之一。

2010年初，卑诗省水电公司预测到2013—2014年冬季时，该地区的负荷峰值将超过变电站容量。于是，该公司与加拿大自然资源公司合作，在这些地区安装了充放7个小时的电池储能系统。自2013年部署以来，它们在该地区高峰需求期间有效降低了系统负荷，还将变电站变压器升级推迟了两年。

目前，加拿大许多遥远的北方原住民社区，也在积极考虑采用可再生能源发电和储能相结合的电力供应，以此减少对柴油发电机的依赖。他们所需的柴油需要空运，不仅成本高昂，在低温环境中还容易产生断电等故障。

结语

储能在电网优化与现代化改造中具有重要作用。在过去的二十年里，储能系统的价格(特别是电池)大幅下降，预计成本的下降趋势在可预见的未来还会持续。随着成本下降，市场壁垒的松动，储能的价值日益凸显，人们将储能视为电网2.0时代中可再生能源及高效电力系统的关键组成部分。

根据目前的趋势，加拿大的储能市场预计在未来四年内每年都将以35%的速度增长，发展前景非常乐观。不过，除了迄今取得的进展外，储能的规模化发展还需要监管机构、公用事业和工业界的共同努力，以解决仍然存在的障碍和局限——这包括储能资源参与市场的技术障碍，以及关于处理既有用电负荷又有发电资源的非传统资产的不明确规则。