电改背景下储能投资回收逻辑的转变与机遇

第三届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会议期间，中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏分享了主题报告《电改背景下储能投资回收逻辑的转变与机遇》，以下是演讲全文：

吴俊宏：大家好，我来自华东电力设计院，这几年一直从事的是智慧能源方面的工作，从2015年就开始做这个事儿了。

但是我们在做的过程中熟悉我的朋友可能知道，这两年我除了智慧能源以外，做的更多的工作是跟电力体制改革相关的研究工作。一开始我们做智慧能源我们就发现一个问题，如果没有一个很好的市场机制的话，我们智慧能源其实很难做下去的。今天下午有些嘉宾也在分享储能的经济模式，当他谈到国外的一些模型的时候他说这些在国内暂时不适用，就是因为国内的市场机制还不足以让这些储能的商业模式在国内适用。

但是我觉得这并不妨碍我们对未来的预期，因为我们国家的电力体制改革仍然是在稳步推进的，包括我们的市场建设仍然是往前走的。所以在这种情况下，未来我们的储能仍然会有更大的机会。

今天因为这个会议的主题给大家带来了我们的一些思考，在现在这么一个电改趋势下，或者在电改的精神要求下，将来储能投资的回收逻辑会有什么样的变化，这个有必要跟大家梳理一下。

我们先跟大家看一下储能很常见的投资场景和回收机制。这个大家都很熟悉，我们行业都在分析总结，我们投资储能到底有哪些应用场景，有哪些回收机制，我觉得差不多就这些，如果还不齐的欢迎大家会后给我私信，我再补充上。

其中我标蓝色的是除了应用场景以外也有明晰的回收机制的场景，比如对于用户侧，峰谷价差，用储能优化最大容量，最大需量，减少需量电费。而在一些好的地方政策下，比如峰谷电价比较好的省份，两个调峰调频细则比较好的省份，我们火电侧的储能应用也是很有机会的。

另外这三个用户侧的微电网、电网侧储能包括江苏电网公司的同志介绍的那些，还包括我们可再生能源配套的储能，这些也是从我们技术的角度上讲，毫无疑问储能可以有应用场地的地方。但是我觉得那个只是停留在技术角度，从商业投资回收角度上，这几个东西目前为止还没有明确的回收模式，比如可再生能源配套的储能电站。

我记得去年的时候好像是青海省，一开始政府出来个文件，说他们省内所有的新能源电站必须强制的配多少比例的储能，当时的确有这么个事儿，但是后来这个事儿停掉了，就是因为这个事情其实没有一个很好的内在逻辑，为什么这个事情非要来让新能源电站投资方去投资？他投资以后他的收益是什么说不清楚的。虽然说储能在电网中的应用的确对于我们新能源电站的优化和性能的安全有很好的作用，但是如果没有一个很合理的机制，投资回收逻辑是模糊的。

微电网也是，微电网是这两年很火的一个概念，我本人也做了很多的研究和应用工作，我自己也在帮政府制订一些相关的微电网管理文件。但是我发现一个问题，微电网的技术上是有必要的，但是在经济模型里面现在还是很难找到它的价值。例如储能应用在用户侧微电网的时候我们其实很难知道它现在的价值能有多大。

电网侧的储能也是这两年我们一直在讨论的话题，前两年的时候我们一直再说电网侧的储能投资没有清晰的盈利模式，但是电网公司是希望把电网侧的储能计在输配电价成本里的，如果那样就不存在投资回收问题了，反正投资了都能回收。但是现在也有明确规定不能计入输配电价成本，所以从技术角度上讲它是有必要的，但是从商业上讲目前还没有很清晰的投资回收方式。

我们现在电改了，电改之后这些会不会发生变化呢？我觉得会发生很多变化。可能我们在座的在关注储能投资的时候，我们会关注很多跟储能明确相关的文件，比如支持储能参与调频，比如支持储能参与市场，大家会关注这些跟储能相关的文件。

但是如果大家不关注背后的文件，大家也很难对储能发展的趋势摸清楚，可能只停留在跟储能相关的文件本身。而背后的文件是什么呢？毫无疑问的就是电改相关的文件。其实电改这个东西并不是说要去改某一个公司，或者某一些利益集团的利益，它只是要把整个国家的电力系统运营机制理顺，让各自的责任、义务、权力更加清晰，这就是电改。

本轮电改始于2015年3月份中发9号文，之后出台了很多文件，我这里肯定罗列不完，这么多年文件已经不计其数了，我给大家罗列了几个主要的文件，或者说是我们以后所有的文件里面一般都要参考的主要文件。除了中发9号文以后就是它的6个配套文件。

下面还罗列了两个，输配电价成本监审相关文件和电力中长期交易规则，我为什么列这几个文件呢，是因为待会会重点给大家分析相关的内容，我觉得它对我们储能投资的认识是有新的一些帮助的。

第一个我想说的是中发9号文，这个文件很长，我建议大家有空多读一下，它对我们理清行业的思路，不管是储能还是对行业趋势的判断都是非常有帮助的。

我这里给大家简单的摘录了一些，我认为跟我们储能比较相关的重点，第一是要进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。

第二，建立辅助服务分担共享新机制，按照谁收益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。辅助服务我们知道，在辅助服务市场完善以前，各个地方都是以两个细则来考核的，其实也是以前我们做过火电调频项目的这些机组里面所参考的，用两个细则来判断这个项目的盈利性。

对调峰电源来讲或者对于辅助服务来讲，以前往往只是停留在发电电源之间相互的惩罚或者相互的补贴，这个辅助服务并没有延伸到用户侧，这次电改明确提出来所有的市场主体都应该承担相关的责任和义务。

第三，多途径培育市场主体，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易，全面放开用户侧的分布式电源市场。这就是说我们不光是用户自己，还是分布式电源或者微电网，以后都有一个比较合理的交易机制让我们实现它。从这些权益看出来，我们整个的电力机制是往更开放的方向去走的，这个其实给了我们储能一些空间。

当然除了开放以外它其实也是按照更严格的权责利方向去走的，这也给了我们储能空间。

例如我们对于相关的市场交易的东西不做很多过分的要求，比如偏差考核等等，我们所谓的应用场景其实意义不太大，因为整个大电网就是一个最大的储能，很多东西可以通过大电网去平衡。大电网为什么要去平衡？这一个市场的问题，不光是它有没有这个义务，而且是有没有利益去做这个事情。

第二个是《电力中长期交易基本规则》，这个应该是2016年底出台的，有效期是三年，今年年底会出台新的规则。我觉得即便是规则的更新，它的基本思路肯定是不会变的，主要包括哪些呢？第一，它把市场成员做了严格的区分，分为发电、售电、电网、电力用户还有电力交易、电力调度机构和独立辅助服务提供商。跟我们储能相关的除了电力交易和电力调度机构以外，其他几个都跟我们储能相关。比如说电网，在电改以前我们的电网是统购统销一体化的企业，你很难说它的主要责任是什么，调峰调频也是它做，售电也是它做，电改以前电网公司做相关的电力业务都是无可厚非的，因为没有相关文件去指导它，约束它。所以在之前的模式下面电网投储能可能不会有太大的障碍。

但是现在电改以后行业分工更加清晰了，政府也会思考这个事儿，这个事儿该不该某一个主体去做，所以才有了后面的事儿。

第二，自愿参与市场交易的电力用户原则上要全部电量进入市场，这个也很关键。全电量进入市场是一个关键要素，只有这样才能对用户的市场责任有了很大的约束，不是我今天想进80%，明天想进90%，剩下的电网给我平衡，不是这样的，只要用户想参与市场，你肯定要尊重市场规则，市场规则就是所有的电都要通过市场解决，这就跟我们储能作用发生了关系。我们需要储能这个手段去抵消全电量进入市场的风险。第三，独立辅助服务提供者，这个文件首次提出了独立辅助服务提供者，这也是很大的创新，也给了储能项目很大的机会，我们可以做独立的辅助服务提供者，我们既不是电网也不是发电企业，也不是普通用户，我们就是辅助服务提供者。独立辅助服务提供者可以做这些事儿，相关的比如说需求侧，可中断负荷等等，电储能实际上是鼓励做这个事情的。

另外的那些包括峰谷平电价等等交易，它其实也是围绕刚才我们说的辅助服务或者说购买辅助服务这个事情去进行的，也就是如果我们的电源或者我们的用户不能严格按照交易曲线去做的话，我们需要去购买辅助服务，这里面也就有了我们储能的价值。

第三个文件想跟大家介绍一下，对于我们电网公司相关的一些约束的文件。其实不仅仅是今年出台的165号文件，关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知，从之前的省级输配电价定价办法就强调了很多原则，一个是相关性原则，一个是必要性原则。相关性原则就是在电网定位为输配电定位的情况下，你做的任何投资如果想进入输配电定价成本的话，你投资的都是要跟输配电相关的，但是投资储能电站很难确定是否跟输配电相关。储能既可以发电也可以用电，也可以提供辅助服务，它的身份是不是输配电服务其实很难认定。电网公司在投资这个的时候，我当时也在问我电网公司的一些朋友，我说你们做这个事儿有没有想过怎么回收？他们当时还是寄希望于输配电价成本回收，但今年明确提出来电储能设施不能通过成本回收，为什么呢？就是刚才我跟大家说的逻辑，因为电网公司就是做输配电服务的，它投资的需要通过输配电价回收成本的项目必须跟我们输配电服务相关。

在有这些文件的情况下我给大家再重新理一遍以后我们各类市场主体做的时候我们会有哪些投资回收机制的变化，有些变化看似很轻微，可是实际上它却是关键。

先说发电主体，发电主体在未来电力市场里面，参与储能的应用，可再生能源电站是它主要的应用场景。现在可再生能源电站其实没有任何动力去投资储能，反正我的电你要么全额收购，要么是保障利用小时之内的给我收购。但是在市场环境下面没有说谁要收购你的电，大家都是市场交易行为。这个时候就会涉及到电价高低的问题，也会涉及到有没有人买你电的问题。如果我们有了储能在这里，对我们发电主体参与市场来讲多了一种选择，可存储在电站里面，高的时候再发出去。

另外一个问题就是辅助服务，即便是现在没有完善辅助服务的情况下，我们的可再生能源电站仍然会向提供调峰调频服务的一些燃煤机组、燃气机组交一些钱，这个是公平的。在未来的辅助服务市场的情况下，辅助服务的价值会更大，也就是说交的罚款不止现在那么一丁点了，可能会比较多，这种情况下为了减少我们的市场被动性，可能就需要让我们的可再生能源电站有调节能力，在那个时候是我们的发电主体自然会主动的去投资，而不是政府强制让大家去投资。

对于常规的火电来讲发生的变化不会太大，大家知道储能的容量、体量相对于百兆瓦以上的机组来讲实在是太小了，可以忽略，这里面主要的应用场景可能还是在于协助调峰调频这块。

第二个是我们电网公司，这个是非常重要的一块，当然这里不仅仅只是我们传统的国家电网公司或者南方电网公司的，应该包括现在电改之后所有新的市场主体。第一个是输配电企业，这个时候我们在讨论它的投资储能的时候就有几个问题出现了，第一个是我刚才说的我们投这个储能是不是必需的？以镇江项目为例，之前是因为有一些燃机电厂上不了，我们电网公司为了保障供电安全上了储能项目，这从技术上是毫无问题的。但是从输配电相关性上可能会有一些疑问存在，为什么是投储能而不是电源，如果说储能是代替电源的作用，那能不能进入电网输配电价成本呢？这些问题会一直争议下去，虽然简单来看，我们的储能跟输配电的关系很模糊，但是储能对于我们激励减少输配电投资来讲还是有很大作用的。如果说我们认同储能可以进入输配电价，也许可能对我们电网起到成本激励的作用，可能会是件好事。

江苏有好多储能上了之后提供调频服务，我们看了曲线非常不错，但也存在市场定位问题。调频服务在我们市场规则下面它是有辅助服务提供商去解决，辅助服务提供商是谁呢？所以需要理清电网储能的主体定位及背后回收逻辑问题。

最后跟大家要说的是第二类售电公司，即拥有配电网经营权的售电公司，它其实也是一种电网公司。当我们投储能的时候，可以优化配电网投资成本。比如我们在用户侧投资储能项目，但是我们并不会把这一类的储能项目算作未来配电网配电价格回收成本，因为我们的投入点只会是用户侧，我们是通过给用户侧做相关服务相关进行投资回收的。但是由于通过我们第二类售电公司的整个协调管理，可以优化我们配电网的建设方案这个也是第二类售电公司相比一般公共电网公司更有优势的地方，因为我们更靠近用户。而电网公司由于在更高一级，用户侧的储能投资很难把它的技术优势传导给整个电网进行优化。

与此同时，我们作为第二类售电公司毕竟也是售电公司，在将来的现货市场上通过储能减少现货风险也是很有价值和意义的。

第三类是参与辅助服务，这个是要求我们作为第二类售电公司可以做的事情。

对于用户侧也有一些东西，我觉得还是变化很大的。第一个是大用户，以后大用户投储能不是通过峰谷价差去回收，因为那个没有什么峰价和谷价，价格都是波动的。那怎么办呢？因为大用户是直接去市场交易的，我们有储能之后不是减少市场现货交易的风险，而是通过储能去降低我们电力交易的成本，这就是我们的直接收益。

当然我们也可以根据辅助服务规则做一些独立的辅助服务提供商的事儿。

第二类是售电公司的用户，他也做两件事情，但是他的逻辑是不一样的，因为售电公司的用户实际上是零售用户，面向的对象是售电公司而不是整个交易市场。售电公司需要平抑现货市场的风险，可能他给用户的价格都是统一的价格，但售电公司可以通过设立在用户侧的储能减少现货市场的风险。

第三个是分布式电源的用户，分布式发电交易肯定是个趋势，2017年底的时候我们鼓励做分布式电源交易试点，我个人觉得它有一点不是太合理，它在分布式交易试点里面提到了让调度机构去承担我们分布式发电偏差的平衡机制，当然从支持新能源的角度上讲无可厚非，但是跟我们刚才讲到的市场精神其实有点不一致，市场精神强调的是我们遵守这个规则，我们的规则就是全电量进入，不是说有一些我进入市场，不够的我就让电网公司兜底，这个对电网也是不公平的。

所以在这种情况下如果真的严格按照市场考虑的话，储能的价值在分布式发电交易里面就很大了，因为你在一些可再生能源曲线波动的情况下，在有很大偏差的情况下，储能可以填补这个风险。

刚才我跟大家讲的是在比较成熟的市场模式下面的一些变化，现在还没达到这一点，我觉得要达到这一点可能还要至少三五年的时间，也就是说在这三五年中我们仍然处于比较混沌的市场环境下去做储能这个事儿。

比如我们刚才说的如果投资储能仍然可以通过峰谷价差去回收，因为还不是所有的用户都必须去市场买现货市场的电，仍然会有峰谷价差这个事儿。

现在能做什么事儿呢？现在能做的事情也是很多人在做的事情，就是我们通过做储能去介入到用户的综合能源服务，这是当下肯定可以做的，虽然市场还不够成熟。储能可以做基本的峰谷价差，最大需量、最大容量的控制，我们也可以做用户节能的控制。

谢谢大家。