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“对社会资本投资的储能项目来说，其要尽量参与电力市场。对电网规划的储能系统要优先开放社会资本投资，相应电网侧储能系统可以通过电力市场获得收益。如果电力市场不能弥补该部分投资，可以通过输配电价予以回收。”
——中关村储能产业技术联盟政策研究经理 王思
为引领和推动储能产业高效创新发展，中国能源研究会年会2019于12月5日在北京召开以“构建储能高效发展新模式”为议题的储能分论坛。论坛从储能产业实际问题和需求出发，围绕年度储能产业发展，就政策、前沿技术、应用、电力市场、安全等方面开展研讨。北极星储能网对会议进行全程直播。
会上，中关村储能产业技术联盟政策研究经理 王思作了“国内外电网侧储能商业模式分析”的主题报告，以下为报告全文。
中关村储能产业技术联盟政策研究经理 王思
以下为发言实录：
各位领导、专家大家上午好!刚才沈江主任已经把国家电网对未来储能发展的模式进行了分析，我结合联盟今年年初研究成果再对国内外电网侧储能商业模式进行分享。之所以分享这个主题是因为2018年底和2019年初国家能源局电力司立了专项课题研究，背对背国网也在做这个课题。两大电网公司对电网侧储能发展模式和未来储能发展方向保持一致。之所以研究电网侧储能，从数据上看，2018年我国新增电化学储能装机700MW，电网侧储能装机占比从3%增至21.4%，无论用户侧、发电侧还是独立储能系统最终价值要在电力系统中体现。电网公司对储能的关注是未来推动我国储能规模化发展的关键。
背景大家比较熟悉，年初国家电网、南方电网发布了储能指导意见，希望电网侧储能纳入电网规划并通过输配电价予以疏导，电网公司也提出，保证特定应用价值包括应急、安全、特别是替代输配电资产投资的成本希望纳入输配电价，但国家踩了一脚刹车，这里有积极的一面也有消极的一面。
站在产业或站在市场主体投资储能的角度，起初我们对电网介入储能投资有一些担忧，这是起初电网侧储能公开信息中提到的储能应用价值，包括削峰平谷+平抑波动+消纳可再生能源+调频调压。大家担心，电网侧储能规模扩大后，其他应用领域是否还有做储能的必要?此外，电网侧储能并未体现主业服务价值，即替代输配电资产投资的价值。
政府角度比较关注三点：1.电网侧储能之前做的项目，大部分是电网公司下属企业推动投资建设，为什么不能开放社会资本投资建设?大家关注这个问题。2.下属公司与电网企业签订合同，某些报价远高于社会资本投资项目的价格水平。5.政府监管与社会关注一致，即是否替代了输配电资产。
定位电网侧储能发展，借鉴国外经验，英国一段时间内把储能作为发电资产，输电运营商、配电运营商不能拥有发电资产。为扩大储能在能源系统中的应用，小规模储能系统可以为配网公司所有。同时，借鉴美国对储能定位的设计。物理属性上像美国，把储能分为表前储能和表后储能系统，表后储能系统包括用户侧储能系统、发电厂内低压侧储能系统，二者之间的是电网侧储能系统。我们认为，国内没有必要做相应的设定，这样会限制我国储能规模化应用。所以，我们提出定位电网侧储能，即一切可被电网调度的储能系统都可纳入电网侧储能范畴。这可以减少电网公司拥有储能资产的矛盾，且无论用户侧、发电侧还是电网投资的储能系统都可以被电网公平调用，消除市场主体对电网投资储能的顾虑。
另外，还可以转变电网侧公司拥有储能资产的模式，国外更多是电网去购买服务，并调用此类资源为电力系统提供服务。
按照上面的逻辑，分为两种储能系统，电网规划、非电网规划。非电网规划储能可由社会资本投资、履行备案制，通过参与电力市场获得收益。另外一种是政府授权的电网统一规划的储能电站。为什么这些电站要电网统一规划?这部分替代输变电资产投资的价值很难被市场主体发现，要由电网统一规划。从投资和收益方式上有几条原则：第一，即使时电网规划的储能项目，也要优先让市场、社会资本投资，如果社会资本不投资，电网公司可以兜底建设。设计模式希望电网侧储能优先参与电力市场，当电力市场无法弥补电网侧储能投资时，相应成本可以通过输变电价疏导。
国外电网侧储能监管模式，即使在国外开放市场30年过程中，像美国、英国、欧洲大部分地区对电网侧资产认定仍在讨论中。英国定义储能为发电资产，意大利推示范项目，储能纳入输配电成本属一事一议。美国，随着可再生能源规模化应用，载入加州储气库泄露使电力系统安全稳定受到威胁，它需要推动储能的快速部署，在现有对储能资产无法定位的情况下设计了过渡性政策，允许电网和社会资本共同投资储能系统，但电网公司拥有资产规模不能超过储能发展目标总额的50%。
加州市场纳入输变电成本的探讨，三个模式讨论了一年多的时间。原则两条：电网侧储能可以纳入输配电价成本，但储能参与电力市场不能干预市场的公平竞争。在现有成本市场机制下，通过输配电价和电力市场回收成本不能使得电网公司获得超额收益，所以设计这三种监管机制供大家讨论。
第一，把大部分输配电价给你，通过输配电价和电力市场回收价值。第二，少部分输配电价支持，大部分风险收益由电网公司自担。第三种是第一种、第二种的融合，给你部分输配电价支持，额外的通过电力市场回收，通过电力市场回收的超额收益，要向用户返还。
从这个商业模式上讲总结三点，从电网能否拥有资产，或它从市场获取价值回报的方式上划分为三种：一是电网运营商拥有资产并获得电网服务价值。二是电网运营商拥有资产并获得成本定价和电力市场两类收益。三是像英国不允许电网公司拥有资产，只能向第三方采购服务，相应支付成本要在输配电价中予以体现。
从第三种商业模式来看还有细分商业模式，拿美国商业模式来看，以下这四种商业模式不同之处在于，它采购的服务内容不一样。一是储能设施使用协议更多是电网公司购买第三方储能系统的容量，这个容量为我电网公司所用，第三方主体既然卖了就不能拿储能系统干别的事。刚才第一种买的是容量，第二种类似于买电量，承诺充电或放电的电量，跟可再生能源做交易，有点像现在的青海做的共享型储能交易模式。第三种是储能容量服务协议，跟第一种相比，采购的也是容量，这个容量灵活性更高。第三方主体在电网公司不调用容量服务时，第三方主体可利用此部分容量参与其他市场服务。第四种公共事业服务协议，电网侧采购用户侧资源提供服务，类似需求响应。电网公司可以付出一些成本，当用户侧可以体现一些削峰填谷价值时，电网公司提供一些补偿，相应成本计入输配电价。
国内更多采用租用储能系统的商业模式。在江苏有两种商业模式，商业模式的不同主要体现在获益方式的不同上。第一，电网公司与第三方主体签订租赁合同，第二，双方采用合同能源管理方式进行利益分享。湖南跟江苏也有差异，它除电池系统以外，其他系统是一次性投资的。另外储能电池系统是通过租赁形式体现的，电网公司跟第三方签订租赁协议，第三方跟储能系统供应商签订租赁协议。
除刚才电网购买服务的商业模式，提到定义电网统一购买服务调用第三方储能系统这样的模式，在青海和甘肃有所体现。刚才已经介绍到青海辅助服务市场，通过一个储能系统跟更多光伏厂站进行交易，包括双边协商交易和一对多个电厂的交易。有调峰空间的项目还可以参与电网调用的调峰辅助服务。甘肃电网储能也有特殊性，这是我们提出电网侧储能要有电网规划的目的。即社会资本建设的储能系统是否真正体现了电网公司的实际需要，满足了电力系统的需要?如果没有满足电网公司的需求，那我为什么要调用此类资源，为什么要安排系统接入等服务?
最后这两页展望未来，因为现在是踩了刹车的，但电网侧储能是推动我国储能规模化发展的关键。第一句话是夏清教授在我们课题上提出的，我们对电网侧储能投资合理性判断，即单位电能供电成本，只有当这一指标相对历史没有增加时，我们认为电网侧储能资产是有效的，相应成本可以进入输配电价。但还要保证几条基本原则，即保证电网侧储能资产不能无限扩张，另外发挥成本有效性，其成本价格应与市场价格保持一致。第三，对各类电网侧储能要保持公平调度。第四，我如果真的把成本计入输配电价还不能干扰市场公平竞争，最好是以价格接受者方式参与市场。最后，未来电网侧储能成本回收不能有双重或额外收益。电网侧参与电力市场还存在矛盾，我们辅助服务市场包括现在储能可以参与的辅助市场还不是一个市场机制，当我们这个市场付费方还在发电企业间进行分摊，电网侧储能作为非付费方或用户侧储能作为非付费方参与辅助市场仍有问题，是不合理的。
对社会资本投资的储能项目来说，其要尽量参与电力市场。对电网规划的储能系统要优先开放社会资本投资，相应电网侧储能系统可以通过电力市场获得收益。如果电力市场不能弥补该部分投资，可以通过输配电价予以回收。
最后一页总结一下刚才说的这些观点。国外这么多年对电网侧储能资产纳入输配电价成本或参与电力市场获益的方式仍在争论中，保证参与电力市场的公平性也仍在讨论中。国内对于电网付出成本的储能系统并没有合理的商业模式。我们按照电力市场的不同阶段设计了三个电网侧储能未来发展的商业模式。一是电力市场未开放阶段，体现替代输配电资产投资的成本可以进入输配电价。二是电力市场有一定开放程度，辅助服务成本可以向用户侧传导，电网侧储能可以参与电力市场获得收益。在电力市场完全开放的阶段，争取把电网侧储扔到电力市场，接受电力市场考核获得收益，相应不足部分通过输配电价回收。站在联盟或产业发展角度储能面临几个重要问题：一是商业模式的问题，更多来自电力市场;另外是安全问题，站在我们的角度希望未来国家政策还是考虑电网侧储能价值替代的作用，只有电网公司认可储能技术应用的价值，我国储能的高可靠应用才可尽快实现。我们看到电网侧做的储能项目，无论在安全性、商业模式设计、还是电力市场规则的探讨上，都相比我们自下而上推动储能技术应用要更好。
电网侧储能最后用公允的市场价格评估它的计入标准，最后用科学的监管机制和有效的监管指标予以约束和激励。希望电网侧投资电网侧储能能项目的目标和我们的监管能力能够及时匹配，这样才能推动我国储能健康发展。谢谢大家!
