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传统上，电池储能系统被视为发电组合的一种补充，为可再生能源发电的间歇性问题提供解决方案，并避免可能成本高昂的电网升级或改造。尽管其技术已经相对成熟并得到更多的部署，但需要更多的改进带来新的机遇。
当前面临的挑战
电力监管机构以及整个电力市场一直在努力解决如何在发电和供电或作为输电/配电网络的一部分对电池储能系统进行分类的最佳方法。在大多数国家和地区，电池储能系统被视为一种在发电中断（例如风力不足停止发电）或供电中断时采用的一种发电形式，是一种弥补电力中断间隙的备用选项。
如果了解一下政府部门对可再生能源的传统支持，电池储能系统并没有获得上网电价（FiT）这样的激励措施。这部分是由于与其可再生能源发电以及储能技术相关的成本相对较高。传统的上网电价（FiT）模型也无法为稳定电网服务或为电网提供集成和响应效率服务的电池储能系统提供激励。
迄今为止，电池储能系统一直难以吸引传统的项目融资提供商的投资，主要原因是未能实现稳定的收入来源。
改进技术，降低价格，增加部署
而能源行业其他方面的研发和市场发展也显著促进了电池储能技术的市场和技术的发展，提高了效率，有效地降低了成本。
例如，美国能源和电动汽车厂商特斯拉公司利用其在生产电动汽车电池产品的丰富经验，提供了家用电池储能产品Powerwall系统。而其他非传统行业增加部署也是行业一个特点：瑞典家具零售商宜家公司提供价格相对低廉的的家用电池储能产品，通常与太阳能发电设施配套使用。
近年来，电池价格大幅下降。其中部分原因是一些电动车辆生产商实现了规模经济。行业专家预测，到2020年锂离子电池的成本约为每千瓦时100美元，远低于20世纪90年代初的10,000美元。
图1 预计到2020年，锂离子电池每千瓦时的成本为100美元
目前全球安装的年均电池容量为131GWh，彭博社预计，到2021年，电池制造能力将增长至每年400GWh，到2050年，新增电池产能1291 GWh。一些评论员表示，印度可能将成为一个重要的生产制造中心。
图2 2014-2023年全球电池储能系统容量
发展机会
如今，电池储能系统不再认为只是发电设施的一种附加组件。而随着技术进步，意味着电池储能系统有机会重新考虑其分类作为发电产品，预示着电池储能系统进入发展的新时代。
然而目前面临的一个问题是，试图将颠覆性技术转变为传统分类可能会阻碍投资，此外一些不适当或无益的经济信号对其进一步的创新和发展造成障碍。
容量市场
电池储能系统并不适用于上网电价（FiT）模型，虽然可以使用其他经济支持机制，但这些模型并不能真正适合或者为电池储能系统提供适当的补偿。
例如，英国允许电池储能系统参与电网容量机制，在最新一轮拍卖中采用装机容量为150MW的电池储能系统。但它仍然只占电网合同容量的很少一部分，仅占总容量的0.3％。而英国容量市场系统已经进行了一些变革，提高了电池储能供应商积极性，鼓励长时电池储能系统进入市场。
特斯拉公司表示，其在南澳大利亚州部署的100MW Powerpack储能项目已经为澳大利亚能源市场运营商降低了90％的容量成本，但与竞争对手相比，现有的容量机制未能为Powerpack储能项目的快速响应提供激励。
除了提供直接支持外，其他来自容量市场监管的投资驱动因素间接推广了用户侧电池储能解决方案的部署。而对未能为选定的容量和平衡市场参与者采取惩罚措施，可以鼓励更多传统发电运营商使用大规模集成电池储能系统。
位于英国北约克郡的采用生物质和煤炭发电的德拉克斯发电站宣布，计划安装两个装机容量为100MW的电池储能设施，与其拟建的3.6GW的燃气发电设施配套使用。Equinor公司和Masda公司部署了1MW的电池储能系统，并连接到30MW的Hywind Scotland浮动海上风力发电场，作为提高风力发电设施运营和成本效率的一种手段。
辅助服务
电池储能系统提供商可以为电网运营商提供一系列辅助服务，其中包括频率响应服务和平衡服务。例如，德国的价格控制储备（PCR）市场允许电池储能运营商参与市场拍卖，以提供处理0.01Hz或更高的电网频率偏差的容量。
然而，价格控制储备（PCR）市场竞争非常激烈，所需的30秒响应时间意味着电池储能系统供应商将与天然气发电厂进行竞争，尽管锂离子电池的响应时间为几毫秒。因此，价格控制储备（PCR）市无法为电池储能系统带来的响应时间的改进提供激励，但最终可以使频率和电网管理更加有效。
频繁的不平衡会导致电网频率偏离。电池储能系统能够以特定的充电水平进行部署，以使电网交流频率保持在公差范围内。为了充分利用电池储能系统可以提供的电网管理优势，采用的一种替代方法是将电池储能系统归类为电网系统中。
电池和储能技术模糊了电网服务和电网本身之间的传统界限。许多国家和地区的分拆要求阻止输电系统运营商(TSO)和配电系统运营商(DSO)拥有和运营电力资产。
重新分类
将电池储能系统构成电网和配电网络的一部分，而不是归类为发电设施，采用这种方法可能有助于将这些服务的成本纳入为电网使用而征收的成本。
项目融资
容量和辅助服务的收入是需求驱动的，使由于处在电力高峰难以建模。这些收入缺乏通常用于传统偿债目的的稳定流量，因此，这证明电池储能系统的融资是有问题的。
在英国，新技术的容量市场协议可以延长12至15年，但可能仅涵盖电力设施资本成本的一小部分。电池储能系统的成本相对昂贵，而电网服务收入取决于需求。德国通过价格控制储备（PCR）机制提供合同，但这些合同无法为电池储能系统带来的价值提供激励。这两种模型都对技术的改进提出了挑战，以呈现对投资方具有吸引力的商业案例。
但是一些项目在吸引投资方面取得了成功。AES公司已经从南加州的一家电池储能公司获得1.4GW的融资（无追索权），其融资是担保票据、优先债务和股权的混合体。这个项目的收入来自南加州爱迪生公司的电力购买协议（PPA），以换取每月固定的容量费用。
这个购电协议包括100MW的4小时电池储能系统专用的电力购买协议（PPA），这将会为项目融资投资者提供途径。
同样，Santander公司宣布其希望成为欧洲这个快速发展的领域的领导者，向英国一家电池储能产品供应商提供2850万英镑的资金，计划部署装机容量为100MW的电池储能系统提供资金。
图3 2016-2030年全球电池储能系统发展展望
微电网和专业消费
电池储能系统的核心增长机会之一在于微观层面。随着精明的消费者寻求更多与独立于公用事业提供商的厂商合作，这促进了微型发电设施之间的点对点电力交易。
区块链技术也促进了微电网的交易，英国首个区块链能源交易于2018年4月在伦敦的住宅区进行，将提供电池储能服务以换取小额固定费用或按每次使用充电模式来连接微电网，以进一步提高能量愿望、平滑峰值和电力不平衡，这对于这种规模的系统可能是颠覆性的。
图4 “绿色融资”的兴起为电池储能项目的未来融资提供进一步的发展潜力
监管规则必须赶上技术的发展
如今，电池技术和电池储能系统得到不断发展和进步，但目前其增长主要受电动汽车需求的推动。如果电池储能系统能够改善电力市场，那么电池储能系统的监管处理和财务回报将需要不断发展和改进。电池储能系统不仅需要作为发电备份或辅助电网服务，还需要作为一种资源，可以在管理良好的动态市场和电网中为各种设施提供服务。
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