在全欧电力市场，可再生能源在电力组合中的占比正在攀升。2019年，欧洲可再生能源发电水平首次超越化石燃料发电水平。近年来，可再生能源增速有所放缓。虽然如此，每到新的一年，可再生能源都会打破在电力需求中的占比记录。

　　不断增长的风电以及一直以来的太阳能发电是推动可再生能源发展的主要力量。但是，水电仍是欧洲市场可再生能源发电的主要来源。

　　迄今为止，欧洲大多数国家的解决办法是通过容量支付机制引入储备金和/或可用付款。这种办法可以补充现有电站收入、鼓励新电站建设，从而满足可再生能源发电量较低时期的需求。这些机制主要用于支持火电站开发，启动能源转型管理，但放缓了排碳项目的关闭。

　　在这些机制（往往不向高污染电站开放）和欧洲碳排放市场的推动下，欧洲市场正在经历从煤炭向天然气的转变，但却未能开始向“净零排放”的转变。

　　在一些市场中，某些时期，可再生能源在燃料结构中的占比超过了50%，如爱尔兰和英国，这给电网运行带来了挑战。

　　一些输电系统运营商会发布未来能源发展状况报告，研究燃料组合的潜在发展。其中最为知名的是出版了《未来能源展望》的英国国家电网。表1是可再生能源占比较高时的发展情况以及平均需求预测。图表显示，在用电需求高峰期，可再生能源发电量可以远超需求量。虽然可以通过互联电网处理过剩发电，但极有可能邻国发电量也出现过剩。

　　表2和表3显示的是2030年夏季两周英国发电燃料组合预期。这些使用EnAppSys前向模型制作的图表展现了国家电网的2度未来能源发展状况。可以看到，其中包括了可再生能源发电量的过剩和短缺时期。在出现这些情况时，可利用火力发电满足短缺时期的需求并抑制过剩可再生能源发电（例如关闭电站）。

　　在理想情况下，储能系统和智能电网技术可以在这种燃料混合中发挥作用，减少化石燃料使用，限制缩减零碳发电技术的做法，有助于可以稳定电网的服务—总体而言，它们推动了实现净零排放目标的进程。

　　具备了这些优势的智能电网技术可以实时测量能耗，还可以与一些能够确定未来需求的模型相结合。通过要求用户采取行动或自动改变用电方式，这种技术还可以实现一定程度上的控制功能。

　　真正实现脱碳需要不同类型的储能技术，包括短期、中期和长期零碳储能技术的组合。智能电网技术或短期储能技术无法管理可再生能源发电量较低的期间或发电量持续较高的期间。

　　此外，当可再生能源发电量持续较低时（例如维持数日），则需要使用长期（战略储备）储能技术。

　　图4展示的是结合了储能和智能电网技术的混合燃料，这种方式可以改变供需，最大限度的利用零碳发电。

　　电网侧储能和用户侧储能的结合可令需求曲线和发电曲线的匹配程度更高。可再生能源高峰期的发电可以被储存起来，在高需求期时使用。对时间要求不苛刻的用电需求还可以被转移到可再生能源发电高峰期。虽然这已成为现实，但尚未达到预期规模。

　　这些图表使用了英国市场2030年预期。预期显示，可再生燃料组合占比较高，没有通过互联电网输送过剩可再生能源发电。

　　通过储能和需求响应的结合，全零碳发电可能会成为现实。使用的假设场景是可再生能源发电量的最高时期，这表明，风电和太阳能发电组合占比较高的市场需要大量建设低成本的“零散”储能项目。

　　技术

　　目前，大部分储能项目都是锂离子电池项目。便携式电子设备进入汽车领域，推动了储能装置的进步。现在，改良电池正在进入电网储能领域。

　　过去五年，英国市场建设了数个锂离子电池项目，在运或已完工项目近1GW，或会成为最大的电池市场。需要指出的是，这些项目的主要目的是为了解决不断增长的可再生能源发电带来的问题，即电网稳定性问题。

　　为了维持供电频率、支持电力供给，迄今为止，已开发项目通常是快速（不到一秒钟）、短期（少于一小时）项目，这么做的主要原因是为了在纯套汇操作中获得经济利益，这种技术的当前资本成本和降级意味着其所需的进出口价差要高于当前欧洲电力市场。当下对速度的要求或会随着资本成本的下降和技术性能的改善而出现改变。

　　锂离子电池适用于国内开发项目及商品化产品，例如Tesla Powerwall。随着电动汽车的发展，电池装置可以与充电基础设施共享重要的基础设施（如逆变器等），它们互为补充，可以发挥强大的智能电网功能。

　　液流电池是当下正在开发的产品，多为非固态储能设备。但由于它们的使用不如轻型能量密集型储能设备，所以液流电池的研发支出水平明显低于锂离子电池。液流电池技术可以长时间储能，可以令部分旋转机械技术提供电网惯量、无功功率和容错稳定性服务。欧洲大部分电网系统都是为此目的设计的。

　　展望未来，使用混合储能获得电网惯量是一种办法。为了提高速度，混合储能中包括了固态电池。为了持续供电，还包括了液流电池及某些技术。从技术角度来看，所有要素都已齐备，但是，相对于这些综合技术能力而言，推动发展的力量却并没有那么强劲。

　　无论是在英国还是在整个欧洲，历史最悠久的储能系统是抽水蓄能系统。一般而言，这些项目速度快（两分钟以下）、持续时间长，最少可以连续供电四小时，某些规划项目的供电时长可以超过12小时。整个欧洲，电站的平均寿期约为30年。

　　氢也是一种可以推动加热系统脱碳以及使用现有发电基础设施的储能方式。可以通过过剩可再生能源发电或碳捕获技术生产氢。这么做的优势在于，在可再生能源发电量较低时，可使用已建储气基础设施和燃气发电项目灵活、持续发电，让通往净零排放之路更平坦。

　　在上述案例中，在现有天然气储存和传输基础设施中生产、使用和储存绿色氢能源可以实现对热力发电和供热项目的脱碳。

　　随着智能电表的推出，整个欧洲需求侧的智能电网容量不断增长。英国现有的“灵敏”上网电价可以向消费者传递价格信号。消费者根据实时价格付费，推动电力使用。

　　障碍

　　利用储能和智能电网技术构建可持续发展电力系统所面临的主要障碍是所需的投资水平。开发项目需要确保投资资金，对户用项目来说，价格还需要保持在消费者的承受范围之内。

　　储能和智能电网技术的奖励机制尚不完善。对这项技术的大部分投资都来自商业市场收入，很难通过融资获得。在消费者市场中，智能电表的推出有利市场发展，但其使用仍受到限制。

　　对储能技术的投资不断增长，对于在纯商业收益基础上运行的资产项目来说，投资对净零排放发挥的作用越大，收益就越低。原因在于，这些资产项目是通过高需求和低需求之间的阶段价差获得收入的。需求和发电量的匹配程度越高，价差就越低。这些资产项目还可以通过提供稳定电网的服务获得收入。平衡供需所需的大量项目可能会造成过度竞争，令价格变得很低。

　　推动因素

　　作为整体电网投资计划的一部分，认可某些中期/长期储能资产是电网基础设施观点的输电系统运营商会建设和/或采购储能项目，或者通过制定互联电网上限下限的类似机制提供支持。这有助于开发更具战略意义的储能项目，减少传输流量或纳入长期储备。

　　在某些市场中，如要进一步开发依赖天气的可再生能源技术，那么开发方的储能项目占比就需要匹配并支持这些技术，这会为这些项目创造市场并为可再生能源提供部分支持。

　　目前，支持可再生能源/零碳排放的流程可以将技术作为目标。政府仍要求平衡这些技术项目产生的负面影响。例如，对于获得CfD（差异合同）机制支持的英国离岸项目而言，政府建立的装机量市场机制能够应对可再生能源高发电量造成的影响，而输电系统运营商则采购可替代发电以满足电网稳定性要求。

　　这一领域仍具备了深入开发潜力。采购零碳或低碳发电的招标流程能够匹配供需，项目开发方可以展开合作并使用创新型的技术组合提供解决方案。这会成为净零发电的最完整解决方案，甚至还会包含需求响应元素。在智能电网支持下，消费者可助力这些技术令类似核电的零碳、可调度发电成为现实。

　　另外，针对储能的容量市场机制可以提供投资支持，推动常规发电投资。当前，降额因子的计算方法不鼓励在电网系统中使用储能。

　　结论

　　储能和智能电网技术发展迅猛。整个欧洲都在迅速开发这些可以为电网系统创造利益的项目。人们已认可了这些技术对可持续能源供给的潜在贡献。此外，大多数系统运营商和政府认同燃料组合的不断变化，通过推广智能电表和修改系统运行鼓励发展可持续能源。

　　尽管如此，可以认为迄今为止的进展仍``落后于曲线''， 2019年8月的英国大断电事故就证实了这一点。

　　我们认为，允许储能和智能电网技术充分发挥潜力并在可持续电力供应中发挥作用的市场结构尚未在欧洲建立。尽管采取了支持投资的举措和计划，但尚不清楚这些举措和计划是否可以扩展。欧洲市场要采取一种整体性的系统方法，这一点已达成共识。

　　当前的重心是从旧世界过渡到新世界，而不是理想情况下的终端系统。在为实现目标而制定有效、真实的路线图之前，必须首先确定终点。