成本不计入输配电价 电化学储能就无法发展了吗？

　　2019年5月24日，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）的通知（下文简称“办法”）明确：“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本，随后有媒体报道，国家电网公司在今年上半年工作会上已经明确，电网侧大规模储能建设暂缓。近日，国家电网发布的《关于进一步严格控制电网投资的通知》中规定：不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

　　在业界看来，这无异于给冷清的储能行业又泼了一盆冷水，电化学储能成本到底该不该被纳入输配电价？如果应当被纳入，该如何计算，应设置何种条件；如果不能纳入，又是基于怎样的考虑。站在储能行业发展的角度，应当如何看待这件事？本文将对上述问题一一论述。

　　电化学储能成本为何不能计入输配电价？

　　电化学储能在电力系统内可以承担多种应用，对于电网侧储能，有的应用属于辅助服务的范畴，如调峰调频、冷热备用、黑启动等；有的属于输配电服务范畴，如延缓线路扩容、缓解线路阻塞、调压和输电线路热管理等。而电力资产通过电价疏导的方式主要有两种，一是“准许成本+合理收益”的方式；另外一种方式是通过市场的方式，价格高低由供需关系决定。若电化学储能只从事输配电服务相关的业务，其成本应该被计入输配电价；而从事辅助服务这部分成本对应的电价则是辅助服务电价。只是到目前为止，辅助服务机制（市场）还是各种发电机组之间的“零和游戏”，现行输配电价中不包含辅助服务电价。按照国家能源局发布的辅助服务市场推进的时间表来看，这部分成本最终将疏导到终端电价。笔者查阅了2002年以来关于输配电价构成的相关政策，如下表所示：

　　在1347号文件生效之前，电网经营企业是按照《输配电成本核算办法（试行）》（电监价财[2005]16号）进行成本核算，由于要求电网经营企业的输配电成本按照完全成本法进行核算，无法实现“分电压等级核算”的目标，也无法体现成本精细化管理理念，不利于电网经营企业通过成本管理提高经济效益，已经被国家能源局公告（2016年第5号）废止。最近一些文章中提到，输配电价包括辅助服务价格，依据应该是来自于《输配电成本核算办法（试行）》（电监价财[2005]16号，对辅助服务电价部分的描述是“办法另行制定”，也就是说，明确指出输配电价包括辅助服务电价的政策生效时间是2005年5月1日，而从2006年1月1日到2015年7月1日（1347号文件生效日期）执行的是《输配电成本核算办法（试行）》（电监价财[2005]16号），其后所有输配电价的相关政策并没有提到辅助服务电价。因此，2006年以来，从实际执行的情况来看，辅助服务电价从未进入输配电价。从国家建设辅助服务市场的思路来看，未来辅助服务电价要终端电价疏导。

　　储能如果从事辅助服务相关应用，其成本不应进入输配电价，否则会引发很多问题：第一、进入输配电价的储能参与辅助服务市场，因为其已经享受了“成本＋收益”的价格政策，一定会扭曲市场价格，这对其他辅助服务市场主体来说是不公平的；第二，调度隶属于电网公司，电网资产参与电力市场，公平、公正性难以得到保证；第三，站在提高消纳可再生能源的角度来说，储能越多越有利于消纳可再生能源，但这部分成本是要电力用户买单的，需要上多少储能？电价涨多少合适？监管标准如何设定？在缺乏长期、明确的配额制机制情况下，难以回答这几个问题。第四，如果这次批准的条件是只做输配电服务相关并且其成本低于传统手段，则可能误导市场，因为电化学储能用于输配电服务且具有经济性的场景并不多，按照目前的成本，储能在大多数场景下相对于传统的输配电电线路和变压器来说，还是更贵，只有在一些特殊的场景下才具有经济性，如海底电缆扩容解决低电压问题等。近年来，实际运用的网侧储能项目往往旨在解决消纳新能源，跟输配电直接相关的不多。综上所述，没有批准电网侧储能计入输配电价成本是经过深思熟虑的。

　　FERC对网侧储能价格机制的“四个基本原则”

　　电网侧储能电站从技术科可行性的角度来说，既可以从事输配电服务也可以从事辅助服务，如果输配电服务对应的成本可以通过输配电价疏导，而其余成本通过辅助服务市场收回，显然能够获取更多收益，有利于储能的商业化发展。实际上，电网侧储能是否计入输配电价的问题不仅存在于国内，还是一个世界性问题。

　　以美国为例，不管是在联邦层面，还是在各州层面都在讨论这个问题。加州ISO（简称CAISO）在以往的电力规划过程中收到了很多储能项目申请，要求享受“成本+收益”的定价方式，这是在储能成本较高、政策正在完善的背景下比较保险的做法。但FERC对于此类申请非常慎重，大多数项目没有得到批准。例如：2005年Nevada Hydro Company（内华达水电公司）申请 Lake Elsinore Advanced Pump Storage（抽水蓄能电站，简称“LEAPS”）作为电力资产进入加州电网，要求享受输配电价，但在申请里也提到会接受CAISO的调度提供辅助服务。为了保证不扭曲市场价格，申请中强调其充电和放电都以零电价的形式参与。2008年，FERC终于还是否定了这个申请，理由是LEAPS的运行由CAISO控制，因其充放电价为零，会导致CAISO更倾向于调度该抽蓄电站，进而影响CAISO的独立性、公正性，对其同类的抽蓄电站不公平。2009年， Western Grid Development（西部电网发展公司）申请其钠硫储能电站成本进入输配电价，因其只从事调压和输电线路热管理等方面的应用，其成本低于传统解决办法，并且强调该电站不会参加电力市场（低价充电高价放电）。2010年，FECR就批准了这个项目进入输配电价。

　　类似的项目申请在加州还有很多，FERC在2016年召开了一个技术会议，广泛听取各方意见，主要就是为了解决本文说到问题——储能能不能保证完成电力基础设施工作的前提下参加电力市场，这样相当于变相降低了储能的成本，有利于其更早实现商业化。基于此，2018年3月，加州的ISO发布了一个征集意见稿（Straw paper）（见注释1），广泛征集各方意见。截至目前还没有一个最终说法。在这个征集意见稿里，FERC提出了四个基本原则：1、储能必须比传统输配电手段更有经济性；2、避免储能提供某一服务却能通过两种方式收回成本；3、不能扭曲市场价格；4、不能影响ISO/RTO的独立性。

　　电化学储能如何独立发展？

　　那么，储能行业该如何看待当前的政策环境？笔者认为，第一，这对于储能发展来说也许是件好事。一旦不管储能做什么都能被计入输配电价，那么中国的储能市场可能只有网侧市场，储能将彻底成为电网公司采购的设备，当网侧储能电站足够多的时候，用户侧和发电侧几乎没有任何市场机会，因为从解决系统平衡的角度来说，储能安装在电网上的任何节点都可以发挥调峰调频等功能，与辅助服务相关的应用仅需电网侧项目即可。这样一来，很多从事解决方案的公司将失去存在的意义，储能产业链上只需要设备厂家（电池厂和电力电力设备供货商）以及少数系统集成公司，整个行业将变得高度集中，市场格局将与变压器或其他中高压设备的市场高度相似，商业模式将变得非常单一。

　　第二，国家电网826文件对储能行业的影响短期看是坏消息，但长期来看，电网公司依然会是储能的最大买家。虽然国家政策希望由发电侧和第三方独立运营商共同形成辅助服务市场，但储能的潜在目标市场并不限于辅助服务，电网公司有电网薄弱、应对尖峰负荷、解决无电地区、消纳可再生能源等压力，需要储能系统解决。从现在开始，电网会更加重视成本控制，注重提升现有电力基础设施的利用率，如果未来允许储能以电力基础设施的形式进入电网只从事输配电相关的服务并且能够通过输配电价的方式疏导成本，那么电网公司是有动力采购储能的。这里我们举一个例子，就是江苏镇江的电化学储能项目。当初建这个项目就是因为旧电站退役、新的燃气电站未能如期交工，当地夏季供电缺口很大，在短时间内新建线路已经来不及。这个项目非常好地解决了上述问题，这样的项目可以允许电网公司租赁甚至进入当地的输配电价，不过在项目建成的第二年新建线路投运，电力缺口已经得到了解决。未来政策制定者应该考虑允许电网租赁储能服务，或允许储能资产计入输配电价，用电化学储能的方式来解决电力高峰供应问题。

　　第三，电网公司不再投入网侧储能的本质原因来源于两轮降电价的压力。实际上，在此之前，储能也没有可以复制的发展模式，这两年电网投入的网侧储能项目也没有解决储能最终由谁来买单的问题。

　　基于当前的政策环境，储能行业也需要进行更深入的反思。笔者认为，储能的经济性是这个行业必须要跨过去的一道坎，不应该指望输配电价来解决，如果项目本身不盈利，没人会为储能买单，就算有一天进入输配电价，前提也是提供优于传统输配电方式的服务。到目前为止，行业不应该再简单地做示范项目，而是应该开发有经济性的项目，最起码要做未来两三年内具备经济性并且可以大量复制的项目，是时候结束“赔本赚吆喝”的模式了。

　　同时，行业应重视基础研究，包括储能系统的自身特点、中国电力行业的环境及主要矛盾、国外的政策机制、市场设计经验等。如果不搞清楚这些，我们就无法确定这个行业的发展路径。储能不同于风电、光伏，所有问题几乎都围绕着上网电价和发电小时数这两个参数。而储能在电力系统内的应用有近20种，不同的安装地点、不同的电价机制、负荷曲线特性等因素都会影响储能的价值，还要为不同的应用场景设计合理的价格机制。同一储能电站往往都会做几个应用，应用之间有优先级问题，不同应用之间如何切换，对储能最后的收益又有影响。此外，研究储能市场和价值又要研究其竞争技术的成本，比如，在解决弃风问题上，就要研究其竞争技术，包括当地是否有高压线路的规划、电源结构和调峰成本如何、电价信号是否完善等。对比前文提到的美国同行的做法，试想如果在2018年，行业就关注到CAISO的征集意见稿,就不应该寄希望于通过输配电价来疏导投资。

　　行业对用户侧市场的重视不够、挖掘不够。我国正处于电力体制改革过程中，煤炭和煤电厂、电网和用户、煤电和可再生能源等等，各方利益不断博弈，电网侧和发电侧储能市场的政策不确定性显著。相对来说，用户侧受到的影响是最小的，而且，从技术角度来说，用户侧的应用类型更多、买单机制也更简单，可以是单纯的金融产品，且市场空间足够大。

　　储能需要一个独立的身份参与到国内的电力市场，而不是依附于任何其他主体。同时，储能的投资疏导机制应该是提供某种服务-实现某种价值-收到相应收益，不管是政府定价还是通过市场手段，每一种应用都该有对应的机制。

　　最后，行业常常呼吁像新能源那样获取补贴。笔者认为应当重新考量这个问题。世界范围内，美国很多州（最典型的是加州的SGIP政策）、德国、日本和澳洲等等国家都有补贴政策，一般都是补给用户侧的用户，而不是哪家储能厂家。而且上述国家都是在数年前就开始补贴了，在电池成本迅速下降的今天，为什么不能补贴给用户让他们自己选择储能设备？不过，补贴并不是商业模式，只是可以在商业化过程中送储能一程。需要强调的是，什么样的公司能拿到补贴应该交给用户来决定，这样才有利于这个行业的发展，让补贴培养出一批有竞争力的公司。

　　或许任何一个新兴行业都逃不过“炒作曲线”，但储能是时候走上理性的阶段了。（杨洋）