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　　由IHI储能公司提供的10兆瓦/20兆瓦时储能系统位于一家大型石化设施的用户侧，以减少其电力成本。

　　

　　由IHI 储能公司提供的电池储能系统位于大型石化设施用户侧

　　

　　这个储能项目给出了一个提示，美国加利福尼亚州并不是唯一支持商业和工业（C＆I）储能项目的市场，这也预示着一个更为雄心勃勃的客户定位系统时代即将到来。而在此之前用户侧规模最大的储能项目是在尔湾农场水区（Irvine Ranch Water District）部署的一个2.5兆瓦/15兆瓦时的微电网解决方案项目。

　　

　　在安大略省部署的这个储能项目意味着了提供了储能需求管理机会。到目前为止，美国商业储能项目几乎完全部署在加利福尼亚州境内，通常侧重于减少客户的月度峰值并减少电力需求费用。在加拿大的安大略省，储能设备必须在一年内准确预测五小时的系统高峰，并在这些时间内减少客户负荷。

　　

　　“安大略省的需求费用高于其他任何地方。”Convergent公司首席运营官兼首席财务官Frank Genova表示。而调整系统规模需要进行大量监测和调整。

　　

　　IHI储能公司总经理Toshiaki Nishio表示，“很难预测一小时储能的高峰时间。如果系统有4小时的持续时间，很容易达到高峰时间。”

　　

　　但是，增加储能时间会增加成本，并降低项目经济性。最终，IHI公司和Convergent公司决定将2小时储能时间设定为目前锂离子电池储能系统最佳回报时间。

　　

　　公司并没有透露其客户的名称。Genova表示这个储能项目可以节省大量成本，储能行业开始注意到这一点。

　　

　　公司于2014年进入安大略省储能市场，并在这个最新部署的储能项目之前安装了功率为16兆瓦的储能项目。商业储能厂商Stem公司也将此市场作为其拓展目标，并在今年7月筹集了2亿加元的融资工具，以支持其业务发展。

　　

　　指出，IHI公司从储能开发商那里看到了对安大略省储能市场的兴趣。要让大型工业客户接受相对新奇的储能概念并不容易，特别是在很少有厂商这样做的情况下。

　　

　　在加利福尼亚州，储能初创公司通过公用事业容量合同或自发激励计划补贴来推动销售流程。但这些措施在安大略省并没有发挥作用。

　　

　　公司采取了一些其他措施来与客户建立信任。首先，它为其构建的储能系统提供了 “买入并持有”策略。

　　

　　“我们与客户达成协议，这是一个10到20年的合作关系，”Genova说。该公司通过自己的资产负债表为该项目提供资金，并将该产品签署共享节约协议。

　　

　　“如果我们不能节约成本，客户就不会向Convergent公司支付任何费用。”Genova说。

　　

　　现在，Convergent公司希望抓住这个机会，可以获取一些利润，而开发者和客户的激励措施是一致的。

　　

　　所有大规模储能系统都去了哪里？

　　

　　安大略省提供了公用事业储能规模和商业和工业储能项目之间的历史比较，表明商业和工业的储能规模正在上升。

　　

　　在2018年第一季度，以兆瓦为单位的电力储能规模超过公用事业规模。整个公用事业规模部门储能装机容量仅比Convergent公司的新储能项目多出几兆瓦。

　　

　　电网规模的储能已经处在一个尴尬的过渡状态，小型储能系统在市场上的成功为一系列超过100兆瓦容量的大型储能项目扫清了道路。

　　

　　“自从加利福尼亚州Aliso Canyon天然气地下储气库泄漏事故以来，储能行业的发展相对平缓，2018年到迄今为止安装的储能项目容量只达到了10兆瓦/ 40兆瓦时，这与实现储能规模达到千兆瓦时的目标之间存在巨大差距，而从现在开始只有28个月的时间。”行业研究机构的储能分析师Daniel Finn-Foley说。

　　

　　这一差距使储能行业面临着从融资到供应到2020年实现大规模储能目标等各方面的问题，将会出现陡峭而突然增长的曲线。

　　

　　年对于电网侧储能来说将是一个突破性的一年，我更希望看到的是目前安装更多的是中型储能系统。”他补充道，“但这种情况并没有发生。”