在亚洲准备向可再生能源转型之际，储能已成为重中之重。但向更清洁的能源转型并不是一路平坦的旅程。为了充满不确定性的环境中前行，各国必须密切监测技术、成本和电力市场方面的动态。

加速从火电（如燃煤和燃气电厂）向可再生能源（如风能和太阳能系统）的转变也加速了预期挑战的到来：即可再生能源的间歇性问题。

太阳能电场的利用率通常仅为16%至18%，而风电场的利用率为35%至40%。能量输出还取决于一天中的时间和季节性模式。这些会导致供需失衡，并在低需求时段限制可再生能源的利用率。

因此，为电力系统寻找稳定的可再生能源供应（无论是太阳能或风能）正促使各国寻求更具弹性和更具性价比的解决方案。

储能是推动全球能源转型的一项推动力，它确保了无论天气条件如何，都能全天候（round-the-clock;RTC）供电。然而，尽管储能具有改变行业规则的潜力，但其技术、成本和政策支持以及不同电力市场中的收入模式趋势方面仍然存在许多复杂因素。

需求侧灵活性

数字化趋势为更高效可再生能源铺平了道路。虽然风能和太阳能的供应不灵活或存在间歇性，但可以通过使用数字解决方案来鼓励和阻止特定时间的能源消耗，从而相应地调整需求。

通过定价激励和智能计量，鼓励客户将其需求转移到电力供应更充足或需求较低的时间段。该措施可以中和可再生能源发电的可预测性较低的影响，而低可预测性的可再生能源发电将逐步主导电网。能源效率和需求灵活性确保了许多欧洲国家（如德国）的电网保持稳定，可再生能源在这些国家的电力供应中所占比例超过50%，却无需大规模建设储能设施。

能源系统的数字化可能会伴随着去中心化的加剧。与全国性电网不同，预计将会出现更多微电网，其中发电设备直接与消费者互动。这种去中心化可以减少能源项目的规模和风险，使其更具可融资性并吸引更多资金方。

供应侧创新

虽然灵活的需求允许整合更多间歇性电源，但储能仍然是解决间歇性发电的时空转移问题和实现可调度可再生能源的主要解决方案。

目前有各项技术支持供应测创新。目前，电池储能和抽水蓄能已商业化（尽管并非在所有市场中都经济实惠），而以氢等分子形式的储能仍在开发中。所有这些都是更好地利用太阳能和风能资源并延长发电时间的媒介。

目前采用的常见技术是电网级电池储能系统（BESS）。中国在这一领域处于领先地位，其 2023年新增总储能容量达到22GW。彭博新能源财经(BNEF)的数据显示，该数字占全球新增总量的36%。印度还为电池储能的发展制定了雄心勃勃的目标，计划到2030年达到34GW，特别是为电动汽车行业供电。

随着可再生能源发电量已达到总发电量的约 15%，中国和印度现已在部署电网级储能方案方面都达到了关键的拐点，因此政策呼吁增加对储能的投资以确保电网稳定。亚洲的新兴经济体将拥有较少的需求侧灵活性，而供应侧选项将更为关键。

对于澳大利亚等正在进行能源转型的发达经济体而言，通往2050年实现净零排放的道路上，交通、工业和家庭电气化需求不断增长而带来了挑战。澳大利亚能源市场运营商预测，该国未来十年的电力需求将比当前水平翻一番。为了满足这一需求增长，必须通过扩大储能容量（包括电池储能系统和抽水蓄能）来支持新的可再生能源开发，目标是实现净零排放目标需要50GW的新增储能。

市场正在做出回应。在澳大利亚国家电力市场，可再生能源可满足高达72%的发电需求，2023年全国大型电池项目的建设创纪录地达到3.7GW。

电池储能系统开发和部署之所以显著增长，是由日内峰值需求期的市场价格波动和频率控制的必要性所推动的。在这个不断变化的格局中，电池储能系统成为可再生能源技术组合中至关重要的组成部分，对于维持供需平衡至关重要。随着澳大利亚朝着到2030年实现82%的可再生能源目标迈进，电池储能系统在解决该国能源平衡需求方面发挥着至关重要的作用。

电池储能技术成本的下降（比十年前下降了 75%）为实现这些目标提供了信心。该技术还提供了最具可扩展性的电网规模储能类型，并且可以安装在任何地方，与抽水蓄能系统(PHS)相反，后者对特定地形有一定程度的依赖，在某些司法管辖区申请许可证时可能面临阻力。

随着电动汽车的普及，电池的制造成本可能会随着产能规模的扩大而进一步下降。尽管如此，人们仍然对用于电池的矿物（如镍和钴）的生态影响提出质疑。这意味着供应链将会收到更严格的审查。

抽水蓄能系统（将水泵入水库，然后在需要时释放以发电）是另一种广泛使用的技术，因为它运行成本低。但由于建造大坝可能具有破坏性，因此存在类似的环境问题。

目前，电池储能系统的基建成本仍然较高。在未来 5到10年内，只有成本下降，才能使储能成为一种更可行的解决方案，并为开发商提供适当的收入来源。

还有一个议题是关于氢。虽然它被吹捧为在没有可再生能源的时期内覆盖多达三分之一的备用电源，即增加供应，但其主要用途可能是替代灰色氢。每种都有其优点和缺点。从长远来看，氢对于支持需求侧灵活性，并在将可变可再生能源整合到电力系统中至关重要。尽管如此，氢的储存和运输仍然存在巨大的障碍。

共址配套或独立储能

电池储能系统可以是独立的，也可以是配套建设的，这意味着与可再生能源发电源整合部署。这些也称为全天候可再生能源项目——这可能为开发商提供更具成本效益的解决方案。因为在建设阶段具有规模经济，因此从美国到印度和澳大利亚，全天候可再生能源项目越来越受欢迎。

除了成本之外，收入流是利益相关者的优先事项。研究各个能源市场，确定财务上最可行的收入模式，是实现收益最大化的一种方法。

亚太地区的储能和商业模式趋势源于这些国家各自扩容方面的进展。

一个例子是澳大利亚国家电力市场如何以五分钟结算为基础进行交易，结算价格由出价满足该区间最后1兆瓦时（MWh）需求的参与者设定。在这样的电力市场中，套利模式允许供应商通过从电网购买低价能源并再高价出售来获利。套利机会来自日内需求的高峰和低谷，传统上用电需求在上午和傍晚最高，在中午最低。在夏季和冬季季节性周期中，这种峰值影响更加明显。

然而，仅靠套利收入可能还不够。储能商业模式需要一个具有竞争性的批发市场以及调频辅助服务(FCAS)市场的环境以实现多元化收入流。

在澳大利亚，随着非同步发电的增加和大型燃煤电站的退役，为电池储能系统和其他调峰技术提供此类调频辅助服务的电网稳定服务市场也随之发展起来。电池储能系统填补了国家电网中频率控制的快速响应缺口，我们观察到电池储能系统参与者除了日内价格套利机会外，还通过调频辅助服务补充了他们的商业模式。

此外，还需要重新考虑电价设计，以使全天候项目更具可行性，包括提高峰值电价等激励措施，以及针对可再生能源与储能配套的政府定向资金。

澳大利亚的储能项目历来专注于独立的电池储能系统，但近年来，涉及太阳能和风能与电池储能系统相结合的项目有所增加，预计这些项目将在未来两年内投产。

截至2022年，彭博新能源财经预估澳大利亚拥有 1.4GW/3.5GWh的累积储能容量（不包括抽水蓄能），其中60%是独立的，40%是配套的。根据现有数据，预计到2025年，此类整合太阳能和全天候电池储能系统项目的复合年增长率(CAGR)将达到37%。

然而，澳大利亚电网规模储能的电池系统成本比中国高出30%至40%，而且考虑到澳大利亚对材料和电池的进口依赖、高劳动力工资和监管要求，澳大利亚的储能建设成本可能会高于其他亚太国家。尽管如此，一个完善的关税现货市场以及强有力的激励和补贴计划将继续支持澳大利亚的全天候项目部署。

印度是另一个新时代可再生能源招标项目不断增加的市场，包括以储能和可再生能源为特色的全天候项目，甚至包括热电等传统电源。最新的监管指令设定了2030年的目标，即当地配电公司购买的可再生能源电力为43%，储能电力为4%。

为了使项目更具吸引力，印度已提议为为4GWh 电网级电池提供可行性缺口资金的建议，此外还有生产挂钩激励(PLI)计划，以激励当地电池价值链。

抽水蓄能似乎最近也引起了更多兴趣。最近的印度政府指导方针旨在缓解实施挑战，加快环境审批，增加可用场址，并提高抽水蓄能电站项目的财务可行性。例如，通过为道路和输电线路等使能基础设施提供预算支持来实现这一点。这使得印度有 53GW的抽水蓄能项目处于不同的讨论阶段，而目前的真实产能还不到5GW。

为了有效应对间歇性挑战，虽然电池储能系统和全天候项目等储能解决方案是解决间歇性和确保可再生能源稳定供应的关键，但储能供应商必须拥有更多元化的收入来源。产生更高回报的收益率将是未来推动储能方向的关键。