加拿大储能协会认为：2035年需部署8～12GW储能系统

　　加拿大储能协会(ESC)在最近发表的一份报告中指出，储能系统是加拿大“未来电网的关键组成部分”。该协会在9月发表的名为《加拿大储能市场展望》报告，对储能系统在加拿大当前所扮演的角色进行了深入剖析。

　　加拿大储能协会(ESC)在研究中首先分析了加拿大联邦、省和企业支持储能部署的政策。

　　在联邦层面，储能部署由脱碳目标驱动。全球贸易的挑战和供应链的重组也促使加拿大致力实现“自给自足”目标。即到2035年将温室气体排放量在2005年基础上减少45%～50%。

　　加拿大储能协会(ESC)在其2022年报告中指出，要实现这一目标，加拿大至少需要部署8～12GW储能系统。随着各省将储能系统纳入现有监管框架，储能部署量有望持续增长。

　　加拿大储能协会(ESC)表示，在全球环境、社会和治理(ESG)投资、可靠性要求以及企业指令正推动对储能系统投资。

　　阿尔伯塔省和安大略省的储能部署

　　阿尔伯塔省独立电力系统运营商(AESO)和安大略省能源委员会(OEB)是近年来省级监管机构制定目标促进储能部署的两个典型例子。

　　加拿大储能协会(ESC)强调，阿尔伯塔省独立电力系统运营商(AESO)在2019年发布了储能路线图，其中包括将储能系统纳入其电网和市场系统的计划。

　　2022年春季，阿尔伯塔省政府通过了第22号法案，其中包含两项针对储能系统的关键条款。一是确立储能资源和设施的法律定义;二是要求受监管的公用事业公司开展储能项目前必须经过竞争性流程。

　　加拿大储能协会(ESC)表示，阿尔伯塔省重组后的能源市场(REM)正在整合储能系统的容量和服务，以满足电力系统未来需求。

　　安大略省已经推出重大政策改革，将储能系统引入其电力系统。其指出的《综合能源计划》旨在增加其储能系统规模，并有利于开发运营分布式储能系统的输电网络。

　　与此同时，安大略省能源委员会(OEB)已经修订其法规，将储能系统纳入监管框架，并取消了安大略省独立电力系统运营商(IESO)对储能系统征收的输电费用。

　　安大略省独立电力系统运营商(IESO)在其2018年发布《消除在安大略省部署储能系统面临的障碍》报告之后，对其管理的市场进行了设计变革，以整合储能系统。

　　安大略省独立电力系统运营商(IESO)的“资源赋能计划”下的举措包括开发单一资源储能模型、实施荷电状态监测、上调费用豁免以及提高储能系统提供频率响应服务的能力。

　　安大略省和阿尔伯塔省作为加拿大两个批发电力市场管辖区，在储能部署规模方面在加拿大处于领先地位。

　　安大略省并网储能系统的装机容量占已经运营的储能系统的三分之二以上，达到486MW;而阿尔伯塔省并网储能系统占运营量的四分之一以上，达到190MW。

　　今年5月，在独立电力生产商Northland Power公司在哈尔迪曼德县部署的250MW/1000MWh Oneida电池储能项目开通运营之后，安大略省部署的储能系统规模增加了一倍以上。

　　加拿大储能协会(ESC)在报告中预测，考虑短时储能和长时储能的部署情况，到2050年加拿大储能系统规模将在20GW～40GW之间。每个地区都存在储能部署机遇，其中安大略省领先，不列颠哥伦比亚省和阿尔伯塔省紧随其后。

　　该报告还列出了推动和加强加拿大储能部署的举措。尽管加拿大在储能部署方面已取得实质性进展，但监管框架仍需进一步完善，以充分认识到储能系统发挥的独特作用，并制定更明确的规划和许可流程要求。

　　加拿大储能市场需要通过精心设计以简化多种服务，制定定期采购路线图将增强投资者信心，并使公用事业公司能够吸取采用电池储能系统的经验和教训，特别是在不同持续时间和电网战略位置方面。