在監管方面，加拿大沒有一個職能類似于美國聯邦能源監管委員會(FERC)的組織(加拿大國家能源委員會主要關注石油、天然氣以及國際和跨省輸電)。從現狀來看，加拿大個別省份與南方邊境美國各州之間的電力聯系往往比其與國內省份更緊密。

　　加拿大中部安大略與阿爾伯塔等省，與美國電力市場聯系比和國內更為緊密。

　　如今，加拿大各省區都在積極發展新型儲能技術(鋰離子、空氣壓縮和飛輪儲能)，尤其是在水力資源相對不那么豐富的中部安大略和阿爾伯塔等省，這種勢頭更為明顯。

　　總體而言，當前加拿大儲能市場主要由四個方面驅動：1、政府采購；2、表后市場(behind-the-meter)成本的降低；3、公用設施的建設；4、偏遠社區的電力可靠性解決方案。綜合這些要素判斷，我們預期到2022年，加拿大新型儲能規模將達到1.1GW/2.5GWh。

　　Ⅰ、政府采購

　　在安大略省，獨立電力系統運營商(IESO)已經采取了競爭性招標。自2012年以來，這些競爭性招標完成了大約20個儲能項目的采購，這些項目完全投運后，大概有50MW的規模。

　　當前的采購模式主要分為兩個階段：第一階段的重點是通過基礎儲能建設來提供輔助服務，從而提高系統可靠性；第二階段的采購要考慮滿足未來系統需求、延緩輸變電投資以及提高可再生能源消納等。與此同時，IESO還會定期發布包含調頻或需求側響應的儲能項目招標。在這些方面，儲能的競爭日趨激烈。

　　這些采購項目的建設和投運，是加拿大儲能行業長期公關努力的結果，也為加拿大儲能公司參與大規模的電網或公用事業項目奠定了堅實的基礎。由于這些項目不依賴公共激勵和財政補貼，它也可以避免受到政治因素的干擾(新一屆安大略政府可能會削減或取消前一任政府的可再生能源項目規劃)。

　　在政策方面，安大略省于2017年發布的長期能源計劃(LTEP)，已經認識到有必要解決對儲能技術的監管障礙。因此，2018年4月，安大略省獨立電力系統運營商(IESO)成立了儲能咨詢小組，以找出妨礙儲能公平競爭的潛在障礙，并解決相關的問題。與此同時，安大略省能源委員會(OEB)還發布了一項實施規劃，來促進包括儲能項目在內的分布式能源開發。

　　經過調研，IESO得出結論，儲能技術可以為電力系統可靠性提供一些保障服務(如調頻、電壓控制和備用)。儲能還能延緩輸配電投資，提高現有電力資產利用率和區域內的供電質量。IESO還建議，為了充分利用儲能潛力，投資者要重點關注能夠提供多重服務的細分領域。

　　在阿爾伯塔省，阿爾伯塔電力系統運營商(AESO)自2012年開始研究儲能的價值。該省計劃在2030年實現30%的電力由可再生能源供應，在此背景下，2018年5月，AESO完成了一項可再生能源和儲能的評估報告。報告認為，鋰電池儲能系統在輔助服務市場具有成本效益的競爭能力，但前提是要解決一些市場規則和輸電電價問題。

　　Ⅱ、后儲能市場

　　通過儲能設施，來減少用電高峰期的高價電費支出，是加拿大表后儲能市場得以發展的重要原因。

　　(譯注：Behind-the-meter(電表后)與Front-of-the-meter(電表前)相對。簡單理解，表后市場多指居民及工商業儲能，表前市場多指電網及電源側。)

　　近年來，在安大略省，由于全網調節費(GA：Global Adjustment)制度和工業保護倡議(ICI)，表后儲能市場有了新的發展趨勢，一些用戶在用電高峰期減少了用電需求。

　　依據安大略省政府2005年制定的GA(全網調節費)制度，工業用戶需繳納大額電費。GA是為了解決“缺錢”問題(即市場收入不足以支付一定的固定容量成本)而設置的制度。電力現貨價格下跌導致GA增加，反之則減少。多年來，安大略省的GA費用大幅增長，從2006年的7億美元(占總供電成本的8%)增長到2017年的119億美元(占總供電成本的80%以上)。

　　根據工業保護倡議(ICI)，阿爾伯塔省對大型工業消費者(A級)的全網調節費(GA)分配，取決于他們在過去12個月內對該省前五個高峰需求小時的貢獻，而剩余的GA成本則按耗電量比例轉移給其它消費者(B級)。

　　為了將GA費用降到*低(在某些情況下，這可能遠遠超過電價)，A級消費者受到激勵，通過減少生產或自備電廠(包括儲能)，將消費從高峰時間(或他們預期的高峰時間)轉移出去。因此，安大略省經歷了一段“淘金熱”，許多本地和國際儲能企業追逐GA費用支出*大的商業和工業用戶。

　　Ⅲ、公用設施建設

　　在省級采購之外，一些安大略公用事業公司正在引導不同的儲能技術參與到多種場景應用之中。他們迄今為止的經驗證明，儲能技術有潛力成為管理峰值負荷、調節電壓頻率、確保可再生能源發電的可靠性以及創建更靈活輸配電系統的綜合工具。

　　許多公用事業公司還建議相關成本成為基礎電價的一部分。而對于客戶來說，儲能可能是降低與峰值能源需求相關成本的有用工具。

　　例如，安大略省多倫多水電公司和其合作伙伴做了幾個試點。其中一個儲能項目用來測試水下壓縮空氣儲能的電網效益，該項目側重于驗證備用電源、轉移負荷和緩解輸配電擁堵的能力；而另一個項目是開發一種安裝在電桿上的解決方案，在非高峰時段充放電力，通過對智能電表數據的自動響應來提高其可靠性。這套系統的優勢包括負載均衡、基礎設施升級延遲和靈活操作等。

　　同樣，安大略第一電力公司(Hydro One)也在該省運行了一個飛輪儲能系統，用來調節一個20MW風電場和奧沙瓦電力公司引起的電壓波動。他們的合作伙伴還開發了一個項目，允許奧沙瓦市的家庭在家使用太陽能，并使用鋰離子電池儲存太陽能，從而將能源需求從高峰轉移到非高峰，并在停電時提供備用電源。

　　在阿爾伯塔省，阿爾伯塔公用事業委員會(AUC)批準了一個抽水蓄能項目。當電力需求較低時，水將從較低的水庫抽到較高的水庫。當需要電力時，例如在用電高峰期或低風期，以向阿爾伯塔南部的風力發電場供電時，水將被允許流回較低的水庫，并驅動渦輪機發電。

　　Ⅳ、儲能、分布式發電和偏遠社區

　　在分布式能源中布置儲能設施可以提高供電保障，并應對突發事件。例如，在孤島情況下(加拿大許多偏遠的北部社區實際上是“孤島”)，當系統的一部分由于停機而與主電網斷開連接時，蓄電池可以快速反應以維持供電。

　　此外，當在用電高峰時將儲存的電力注入電網，系統峰值負荷會減少，從而減輕變電站關鍵設備的壓力，這將延長相關資產的使用壽命，以延緩新的投資建設。

　　卑詩省水電公司(BC Hydro)的1MW電池儲能設施是一個成功的例子。它位于該省的兩個偏遠山區，用于分布式發電場景(這是一個令人鼓勵的先例，表明非水力發電的儲能仍可以在擁有大量水力資源的地方占有一席之地)。

　　2013年以前，位于卑詩省東庫特奈山區的金山鎮和菲爾德鎮，長期遭受供電保障不足的困擾。這兩個小鎮都從卑詩省水電公司的金山變電站獲得電力，該變電站使用四條徑向配電饋線為金山鎮及其周邊地區供電。

　　菲爾德鎮位于金山鎮東部約50公里處，由金山變電站一條25千伏支線供電。由于菲爾德鎮所在的約霍國家公園山高林密，一到冬天，天氣寒冷，大雪紛飛，該輸電線經常會長時間停電，崎嶇的地形也使得工作人員很難找到故障并恢復供電。

　　加拿大許多地區緯度奇高，四季苦寒，儲能是有效保障電力供應的解決方案之一。

　　2010年初，卑詩省水電公司預測到2013—2014年冬季時，該地區的負荷峰值將超過變電站容量。于是，該公司與加拿大自然資源公司合作，在這些地區安裝了充放7個小時的電池儲能系統。自2013年部署以來，它們在該地區高峰需求期間有效降低了系統負荷，還將變電站變壓器升級推遲了兩年。

　　目前，加拿大許多遙遠的北方原住民社區，也在積極考慮采用可再生能源發電和儲能相結合的電力供應，以此減少對柴油發電機的依賴。他們所需的柴油需要空運，不僅成本高昂，在低溫環境中還容易產生斷電等故障。

　　Ⅴ、結語

　　儲能在電網優化與現代化改造中具有重要作用。在過去的二十年里，儲能系統的價格(特別是電池)大幅下降，預計成本的下降趨勢在可預見的未來還會持續。隨著成本下降，市場壁壘的松動，儲能的價值日益凸顯，人們將儲能視為電網2.0時代中可再生能源及高效電力系統的關鍵組成部分。

　　根據目前的趨勢，加拿大的儲能市場預計在未來四年內每年都將以35%的速度增長，發展前景非常樂觀。不過，除了迄今取得的進展外，儲能的規模化發展還需要監管機構、公用事業和工業界的共同努力，以解決仍然存在的障礙和局限——這包括儲能資源參與市場的技術障礙，以及關于處理既有用電負荷又有發電資源的非傳統資產的不明確規則。