成本不計入輸配電價 電化學(xué)儲能就無法發(fā)展了嗎？

　　2019年5月24日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合簽發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）的通知（下文簡稱“辦法”）明確：“抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用”不得計入輸配電定價成本，隨后有媒體報道，國家電網(wǎng)公司在今年上半年工作會上已經(jīng)明確，電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設(shè)暫緩。近日，國家電網(wǎng)發(fā)布的《關(guān)于進一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知》中規(guī)定：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)。

　　在業(yè)界看來，這無異于給冷清的儲能行業(yè)又潑了一盆冷水，電化學(xué)儲能成本到底該不該被納入輸配電價？如果應(yīng)當(dāng)被納入，該如何計算，應(yīng)設(shè)置何種條件；如果不能納入，又是基于怎樣的考慮。站在儲能行業(yè)發(fā)展的角度，應(yīng)當(dāng)如何看待這件事？本文將對上述問題一一論述。

　　電化學(xué)儲能成本為何不能計入輸配電價？

　　電化學(xué)儲能在電力系統(tǒng)內(nèi)可以承擔(dān)多種應(yīng)用，對于電網(wǎng)側(cè)儲能，有的應(yīng)用屬于輔助服務(wù)的范疇，如調(diào)峰調(diào)頻、冷熱備用、黑啟動等；有的屬于輸配電服務(wù)范疇，如延緩線路擴容、緩解線路阻塞、調(diào)壓和輸電線路熱管理等。而電力資產(chǎn)通過電價疏導(dǎo)的方式主要有兩種，一是“準(zhǔn)許成本+合理收益”的方式；另外一種方式是通過市場的方式，價格高低由供需關(guān)系決定。若電化學(xué)儲能只從事輸配電服務(wù)相關(guān)的業(yè)務(wù)，其成本應(yīng)該被計入輸配電價；而從事輔助服務(wù)這部分成本對應(yīng)的電價則是輔助服務(wù)電價。只是到目前為止，輔助服務(wù)機制（市場）還是各種發(fā)電機組之間的“零和游戲”，現(xiàn)行輸配電價中不包含輔助服務(wù)電價。按照國家能源局發(fā)布的輔助服務(wù)市場推進的時間表來看，這部分成本最終將疏導(dǎo)到終端電價。筆者查閱了2002年以來關(guān)于輸配電價構(gòu)成的相關(guān)政策，如下表所示：

　　在1347號文件生效之前，電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)是按照《輸配電成本核算辦法（試行）》（電監(jiān)價財[2005]16號）進行成本核算，由于要求電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)的輸配電成本按照完全成本法進行核算，無法實現(xiàn)“分電壓等級核算”的目標(biāo)，也無法體現(xiàn)成本精細化管理理念，不利于電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)通過成本管理提高經(jīng)濟效益，已經(jīng)被國家能源局公告（2016年第5號）廢止。最近一些文章中提到，輸配電價包括輔助服務(wù)價格，依據(jù)應(yīng)該是來自于《輸配電成本核算辦法（試行）》（電監(jiān)價財[2005]16號，對輔助服務(wù)電價部分的描述是“辦法另行制定”，也就是說，明確指出輸配電價包括輔助服務(wù)電價的政策生效時間是2005年5月1日，而從2006年1月1日到2015年7月1日（1347號文件生效日期）執(zhí)行的是《輸配電成本核算辦法（試行）》（電監(jiān)價財[2005]16號），其后所有輸配電價的相關(guān)政策并沒有提到輔助服務(wù)電價。因此，2006年以來，從實際執(zhí)行的情況來看，輔助服務(wù)電價從未進入輸配電價。從國家建設(shè)輔助服務(wù)市場的思路來看，未來輔助服務(wù)電價要終端電價疏導(dǎo)。

　　儲能如果從事輔助服務(wù)相關(guān)應(yīng)用，其成本不應(yīng)進入輸配電價，否則會引發(fā)很多問題：第一、進入輸配電價的儲能參與輔助服務(wù)市場，因為其已經(jīng)享受了“成本＋收益”的價格政策，一定會扭曲市場價格，這對其他輔助服務(wù)市場主體來說是不公平的；第二，調(diào)度隸屬于電網(wǎng)公司，電網(wǎng)資產(chǎn)參與電力市場，公平、公正性難以得到保證；第三，站在提高消納可再生能源的角度來說，儲能越多越有利于消納可再生能源，但這部分成本是要電力用戶買單的，需要上多少儲能？電價漲多少合適？監(jiān)管標(biāo)準(zhǔn)如何設(shè)定？在缺乏長期、明確的配額制機制情況下，難以回答這幾個問題。第四，如果這次批準(zhǔn)的條件是只做輸配電服務(wù)相關(guān)并且其成本低于傳統(tǒng)手段，則可能誤導(dǎo)市場，因為電化學(xué)儲能用于輸配電服務(wù)且具有經(jīng)濟性的場景并不多，按照目前的成本，儲能在大多數(shù)場景下相對于傳統(tǒng)的輸配電電線路和變壓器來說，還是更貴，只有在一些特殊的場景下才具有經(jīng)濟性，如海底電纜擴容解決低電壓問題等。近年來，實際運用的網(wǎng)側(cè)儲能項目往往旨在解決消納新能源，跟輸配電直接相關(guān)的不多。綜上所述，沒有批準(zhǔn)電網(wǎng)側(cè)儲能計入輸配電價成本是經(jīng)過深思熟慮的。

　　FERC對網(wǎng)側(cè)儲能價格機制的“四個基本原則”

　　電網(wǎng)側(cè)儲能電站從技術(shù)科可行性的角度來說，既可以從事輸配電服務(wù)也可以從事輔助服務(wù)，如果輸配電服務(wù)對應(yīng)的成本可以通過輸配電價疏導(dǎo)，而其余成本通過輔助服務(wù)市場收回，顯然能夠獲取更多收益，有利于儲能的商業(yè)化發(fā)展。實際上，電網(wǎng)側(cè)儲能是否計入輸配電價的問題不僅存在于國內(nèi)，還是一個世界性問題。

　　以美國為例，不管是在聯(lián)邦層面，還是在各州層面都在討論這個問題。加州ISO（簡稱CAISO）在以往的電力規(guī)劃過程中收到了很多儲能項目申請，要求享受“成本+收益”的定價方式，這是在儲能成本較高、政策正在完善的背景下比較保險的做法。但FERC對于此類申請非常慎重，大多數(shù)項目沒有得到批準(zhǔn)。例如：2005年Nevada Hydro Company（內(nèi)華達水電公司）申請 Lake Elsinore Advanced Pump Storage（抽水蓄能電站，簡稱“LEAPS”）作為電力資產(chǎn)進入加州電網(wǎng)，要求享受輸配電價，但在申請里也提到會接受CAISO的調(diào)度提供輔助服務(wù)。為了保證不扭曲市場價格，申請中強調(diào)其充電和放電都以零電價的形式參與。2008年，F(xiàn)ERC終于還是否定了這個申請，理由是LEAPS的運行由CAISO控制，因其充放電價為零，會導(dǎo)致CAISO更傾向于調(diào)度該抽蓄電站，進而影響CAISO的獨立性、公正性，對其同類的抽蓄電站不公平。2009年， Western Grid Development（西部電網(wǎng)發(fā)展公司）申請其鈉硫儲能電站成本進入輸配電價，因其只從事調(diào)壓和輸電線路熱管理等方面的應(yīng)用，其成本低于傳統(tǒng)解決辦法，并且強調(diào)該電站不會參加電力市場（低價充電高價放電）。2010年，F(xiàn)ECR就批準(zhǔn)了這個項目進入輸配電價。

　　類似的項目申請在加州還有很多，F(xiàn)ERC在2016年召開了一個技術(shù)會議，廣泛聽取各方意見，主要就是為了解決本文說到問題——儲能能不能保證完成電力基礎(chǔ)設(shè)施工作的前提下參加電力市場，這樣相當(dāng)于變相降低了儲能的成本，有利于其更早實現(xiàn)商業(yè)化?；诖?，2018年3月，加州的ISO發(fā)布了一個征集意見稿（Straw paper）（見注釋1），廣泛征集各方意見。截至目前還沒有一個最終說法。在這個征集意見稿里，F(xiàn)ERC提出了四個基本原則：1、儲能必須比傳統(tǒng)輸配電手段更有經(jīng)濟性；2、避免儲能提供某一服務(wù)卻能通過兩種方式收回成本；3、不能扭曲市場價格；4、不能影響ISO/RTO的獨立性。

　　電化學(xué)儲能如何獨立發(fā)展？

　　那么，儲能行業(yè)該如何看待當(dāng)前的政策環(huán)境？筆者認為，第一，這對于儲能發(fā)展來說也許是件好事。一旦不管儲能做什么都能被計入輸配電價，那么中國的儲能市場可能只有網(wǎng)側(cè)市場，儲能將徹底成為電網(wǎng)公司采購的設(shè)備，當(dāng)網(wǎng)側(cè)儲能電站足夠多的時候，用戶側(cè)和發(fā)電側(cè)幾乎沒有任何市場機會，因為從解決系統(tǒng)平衡的角度來說，儲能安裝在電網(wǎng)上的任何節(jié)點都可以發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻等功能，與輔助服務(wù)相關(guān)的應(yīng)用僅需電網(wǎng)側(cè)項目即可。這樣一來，很多從事解決方案的公司將失去存在的意義，儲能產(chǎn)業(yè)鏈上只需要設(shè)備廠家（電池廠和電力電力設(shè)備供貨商）以及少數(shù)系統(tǒng)集成公司，整個行業(yè)將變得高度集中，市場格局將與變壓器或其他中高壓設(shè)備的市場高度相似，商業(yè)模式將變得非常單一。

　　第二，國家電網(wǎng)826文件對儲能行業(yè)的影響短期看是壞消息，但長期來看，電網(wǎng)公司依然會是儲能的最大買家。雖然國家政策希望由發(fā)電側(cè)和第三方獨立運營商共同形成輔助服務(wù)市場，但儲能的潛在目標(biāo)市場并不限于輔助服務(wù)，電網(wǎng)公司有電網(wǎng)薄弱、應(yīng)對尖峰負荷、解決無電地區(qū)、消納可再生能源等壓力，需要儲能系統(tǒng)解決。從現(xiàn)在開始，電網(wǎng)會更加重視成本控制，注重提升現(xiàn)有電力基礎(chǔ)設(shè)施的利用率，如果未來允許儲能以電力基礎(chǔ)設(shè)施的形式進入電網(wǎng)只從事輸配電相關(guān)的服務(wù)并且能夠通過輸配電價的方式疏導(dǎo)成本，那么電網(wǎng)公司是有動力采購儲能的。這里我們舉一個例子，就是江蘇鎮(zhèn)江的電化學(xué)儲能項目。當(dāng)初建這個項目就是因為舊電站退役、新的燃氣電站未能如期交工，當(dāng)?shù)叵募竟╇娙笨诤艽?，在短時間內(nèi)新建線路已經(jīng)來不及。這個項目非常好地解決了上述問題，這樣的項目可以允許電網(wǎng)公司租賃甚至進入當(dāng)?shù)氐妮斉潆妰r，不過在項目建成的第二年新建線路投運，電力缺口已經(jīng)得到了解決。未來政策制定者應(yīng)該考慮允許電網(wǎng)租賃儲能服務(wù)，或允許儲能資產(chǎn)計入輸配電價，用電化學(xué)儲能的方式來解決電力高峰供應(yīng)問題。

　　第三，電網(wǎng)公司不再投入網(wǎng)側(cè)儲能的本質(zhì)原因來源于兩輪降電價的壓力。實際上，在此之前，儲能也沒有可以復(fù)制的發(fā)展模式，這兩年電網(wǎng)投入的網(wǎng)側(cè)儲能項目也沒有解決儲能最終由誰來買單的問題。

　　基于當(dāng)前的政策環(huán)境，儲能行業(yè)也需要進行更深入的反思。筆者認為，儲能的經(jīng)濟性是這個行業(yè)必須要跨過去的一道坎，不應(yīng)該指望輸配電價來解決，如果項目本身不盈利，沒人會為儲能買單，就算有一天進入輸配電價，前提也是提供優(yōu)于傳統(tǒng)輸配電方式的服務(wù)。到目前為止，行業(yè)不應(yīng)該再簡單地做示范項目，而是應(yīng)該開發(fā)有經(jīng)濟性的項目，最起碼要做未來兩三年內(nèi)具備經(jīng)濟性并且可以大量復(fù)制的項目，是時候結(jié)束“賠本賺吆喝”的模式了。

　　同時，行業(yè)應(yīng)重視基礎(chǔ)研究，包括儲能系統(tǒng)的自身特點、中國電力行業(yè)的環(huán)境及主要矛盾、國外的政策機制、市場設(shè)計經(jīng)驗等。如果不搞清楚這些，我們就無法確定這個行業(yè)的發(fā)展路徑。儲能不同于風(fēng)電、光伏，所有問題幾乎都圍繞著上網(wǎng)電價和發(fā)電小時數(shù)這兩個參數(shù)。而儲能在電力系統(tǒng)內(nèi)的應(yīng)用有近20種，不同的安裝地點、不同的電價機制、負荷曲線特性等因素都會影響儲能的價值，還要為不同的應(yīng)用場景設(shè)計合理的價格機制。同一儲能電站往往都會做幾個應(yīng)用，應(yīng)用之間有優(yōu)先級問題，不同應(yīng)用之間如何切換，對儲能最后的收益又有影響。此外，研究儲能市場和價值又要研究其競爭技術(shù)的成本，比如，在解決棄風(fēng)問題上，就要研究其競爭技術(shù)，包括當(dāng)?shù)厥欠裼懈邏壕€路的規(guī)劃、電源結(jié)構(gòu)和調(diào)峰成本如何、電價信號是否完善等。對比前文提到的美國同行的做法，試想如果在2018年，行業(yè)就關(guān)注到CAISO的征集意見稿,就不應(yīng)該寄希望于通過輸配電價來疏導(dǎo)投資。

　　行業(yè)對用戶側(cè)市場的重視不夠、挖掘不夠。我國正處于電力體制改革過程中，煤炭和煤電廠、電網(wǎng)和用戶、煤電和可再生能源等等，各方利益不斷博弈，電網(wǎng)側(cè)和發(fā)電側(cè)儲能市場的政策不確定性顯著。相對來說，用戶側(cè)受到的影響是最小的，而且，從技術(shù)角度來說，用戶側(cè)的應(yīng)用類型更多、買單機制也更簡單，可以是單純的金融產(chǎn)品，且市場空間足夠大。

　　儲能需要一個獨立的身份參與到國內(nèi)的電力市場，而不是依附于任何其他主體。同時，儲能的投資疏導(dǎo)機制應(yīng)該是提供某種服務(wù)-實現(xiàn)某種價值-收到相應(yīng)收益，不管是政府定價還是通過市場手段，每一種應(yīng)用都該有對應(yīng)的機制。

　　最后，行業(yè)常常呼吁像新能源那樣獲取補貼。筆者認為應(yīng)當(dāng)重新考量這個問題。世界范圍內(nèi)，美國很多州（最典型的是加州的SGIP政策）、德國、日本和澳洲等等國家都有補貼政策，一般都是補給用戶側(cè)的用戶，而不是哪家儲能廠家。而且上述國家都是在數(shù)年前就開始補貼了，在電池成本迅速下降的今天，為什么不能補貼給用戶讓他們自己選擇儲能設(shè)備？不過，補貼并不是商業(yè)模式，只是可以在商業(yè)化過程中送儲能一程。需要強調(diào)的是，什么樣的公司能拿到補貼應(yīng)該交給用戶來決定，這樣才有利于這個行業(yè)的發(fā)展，讓補貼培養(yǎng)出一批有競爭力的公司。

　　或許任何一個新興行業(yè)都逃不過“炒作曲線”，但儲能是時候走上理性的階段了。（楊洋）