中國儲能網(wǎng)訊：6月19—20日，由中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會聯(lián)合江蘇省電機工程學會、全國微電網(wǎng)與分布式電源并網(wǎng)標準化技術委員會、中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司等單位聯(lián)合召開的“第三屆全國電網(wǎng)側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在蘇州市太湖假日酒店舉行。來自電網(wǎng)公司、設計院、系統(tǒng)集成商、電池生產(chǎn)企業(yè)、投融資機構等單位的280余位嘉賓出席了本次研討會。
會議期間，中國電力工程顧問集團華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏分享了主題報告《電改背景下儲能投資回收邏輯的轉變與機遇》，以下是演講全文：
吳俊宏：大家好，我來自華東電力設計院，這幾年一直從事的是智慧能源方面的工作，從2015年就開始做這個事兒了。
但是我們在做的過程中熟悉我的朋友可能知道，這兩年我除了智慧能源以外，做的更多的工作是跟電力體制改革相關的研究工作。一開始我們做智慧能源我們就發(fā)現(xiàn)一個問題，如果沒有一個很好的市場機制的話，我們智慧能源其實很難做下去的。今天下午有些嘉賓也在分享儲能的經(jīng)濟模式，當他談到國外的一些模型的時候他說這些在國內暫時不適用，就是因為國內的市場機制還不足以讓這些儲能的商業(yè)模式在國內適用。
但是我覺得這并不妨礙我們對未來的預期，因為我們國家的電力體制改革仍然是在穩(wěn)步推進的，包括我們的市場建設仍然是往前走的。所以在這種情況下，未來我們的儲能仍然會有更大的機會。
今天因為這個會議的主題給大家?guī)砹宋覀兊囊恍┧伎?，在現(xiàn)在這么一個電改趨勢下，或者在電改的精神要求下，將來儲能投資的回收邏輯會有什么樣的變化，這個有必要跟大家梳理一下。
我們先跟大家看一下儲能很常見的投資場景和回收機制。這個大家都很熟悉，我們行業(yè)都在分析總結，我們投資儲能到底有哪些應用場景，有哪些回收機制，我覺得差不多就這些，如果還不齊的歡迎大家會后給我私信，我再補充上。
其中我標藍色的是除了應用場景以外也有明晰的回收機制的場景，比如對于用戶側，峰谷價差，用儲能優(yōu)化最大容量，最大需量，減少需量電費。而在一些好的地方政策下，比如峰谷電價比較好的省份，兩個調峰調頻細則比較好的省份，我們火電側的儲能應用也是很有機會的。
另外這三個用戶側的微電網(wǎng)、電網(wǎng)側的儲能包括江蘇電網(wǎng)公司的同志介紹的那些，還包括我們可再生能源配套的儲能，這些也是從我們技術的角度上講，毫無疑問儲能可以有應用場地的地方。但是我覺得那個只是停留在技術角度，從商業(yè)投資回收角度上，這幾個東西目前為止還沒有明確的回收模式，比如可再生能源配套的儲能電站。
我記得去年的時候好像是青海省，一開始政府出來個文件，說他們省內所有的新能源電站必須強制的配多少比例的儲能，當時的確有這么個事兒，但是后來這個事兒停掉了，就是因為這個事情其實沒有一個很好的內在邏輯，為什么這個事情非要來讓新能源電站投資方去投資？他投資以后他的收益是什么說不清楚的。雖然說儲能在電網(wǎng)中的應用的確對于我們新能源電站的優(yōu)化和性能的安全有很好的作用，但是如果沒有一個很合理的機制，投資回收邏輯是模糊的。
微電網(wǎng)也是，微電網(wǎng)是這兩年很火的一個概念，我本人也做了很多的研究和應用工作，我自己也在幫政府制訂一些相關的微電網(wǎng)管理文件。但是我發(fā)現(xiàn)一個問題，微電網(wǎng)的技術上是有必要的，但是在經(jīng)濟模型里面現(xiàn)在還是很難找到它的價值。例如儲能應用在用戶側微電網(wǎng)的時候我們其實很難知道它現(xiàn)在的價值能有多大。
電網(wǎng)側的儲能也是這兩年我們一直在討論的話題，前兩年的時候我們一直再說電網(wǎng)側的儲能投資沒有清晰的盈利模式，但是電網(wǎng)公司是希望把電網(wǎng)側的儲能計在輸配電價成本里的，如果那樣就不存在投資回收問題了，反正投資了都能回收。但是現(xiàn)在也有明確規(guī)定不能計入輸配電價成本，所以從技術角度上講它是有必要的，但是從商業(yè)上講目前還沒有很清晰的投資回收方式。
我們現(xiàn)在電改了，電改之后這些會不會發(fā)生變化呢？我覺得會發(fā)生很多變化?？赡芪覀冊谧脑陉P注儲能投資的時候，我們會關注很多跟儲能明確相關的文件，比如支持儲能參與調頻，比如支持儲能參與市場，大家會關注這些跟儲能相關的文件。
但是如果大家不關注背后的文件，大家也很難對儲能發(fā)展的趨勢摸清楚，可能只停留在跟儲能相關的文件本身。而背后的文件是什么呢？毫無疑問的就是電改相關的文件。其實電改這個東西并不是說要去改某一個公司，或者某一些利益集團的利益，它只是要把整個國家的電力系統(tǒng)運營機制理順，讓各自的責任、義務、權力更加清晰，這就是電改。
本輪電改始于2015年3月份中發(fā)9號文，之后出臺了很多文件，我這里肯定羅列不完，這么多年文件已經(jīng)不計其數(shù)了，我給大家羅列了幾個主要的文件，或者說是我們以后所有的文件里面一般都要參考的主要文件。除了中發(fā)9號文以后就是它的6個配套文件。
下面還羅列了兩個，輸配電價成本監(jiān)審相關文件和電力中長期交易規(guī)則，我為什么列這幾個文件呢，是因為待會會重點給大家分析相關的內容，我覺得它對我們儲能投資的認識是有新的一些幫助的。
第一個我想說的是中發(fā)9號文，這個文件很長，我建議大家有空多讀一下，它對我們理清行業(yè)的思路，不管是儲能還是對行業(yè)趨勢的判斷都是非常有幫助的。
我這里給大家簡單的摘錄了一些，我認為跟我們儲能比較相關的重點，第一是要進一步提升以需求側管理為主的供需平衡保障水平。
第二，建立輔助服務分擔共享新機制，按照誰收益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。輔助服務我們知道，在輔助服務市場完善以前，各個地方都是以兩個細則來考核的，其實也是以前我們做過火電調頻項目的這些機組里面所參考的，用兩個細則來判斷這個項目的盈利性。
對調峰電源來講或者對于輔助服務來講，以前往往只是停留在發(fā)電電源之間相互的懲罰或者相互的補貼，這個輔助服務并沒有延伸到用戶側，這次電改明確提出來所有的市場主體都應該承擔相關的責任和義務。
第三，多途徑培育市場主體，允許擁有分布式電源的用戶或微網(wǎng)系統(tǒng)參與電力交易，全面放開用戶側的分布式電源市場。這就是說我們不光是用戶自己，還是分布式電源或者微電網(wǎng)，以后都有一個比較合理的交易機制讓我們實現(xiàn)它。從這些權益看出來，我們整個的電力機制是往更開放的方向去走的，這個其實給了我們儲能一些空間。
當然除了開放以外它其實也是按照更嚴格的權責利方向去走的，這也給了我們儲能空間。
例如我們對于相關的市場交易的東西不做很多過分的要求，比如偏差考核等等，我們所謂的應用場景其實意義不太大，因為整個大電網(wǎng)就是一個最大的儲能，很多東西可以通過大電網(wǎng)去平衡。大電網(wǎng)為什么要去平衡？這一個市場的問題，不光是它有沒有這個義務，而且是有沒有利益去做這個事情。
第二個是《電力中長期交易基本規(guī)則》，這個應該是2016年底出臺的，有效期是三年，今年年底會出臺新的規(guī)則。我覺得即便是規(guī)則的更新，它的基本思路肯定是不會變的，主要包括哪些呢？第一，它把市場成員做了嚴格的區(qū)分，分為發(fā)電、售電、電網(wǎng)、電力用戶還有電力交易、電力調度機構和獨立輔助服務提供商。跟我們儲能相關的除了電力交易和電力調度機構以外，其他幾個都跟我們儲能相關。比如說電網(wǎng)，在電改以前我們的電網(wǎng)是統(tǒng)購統(tǒng)銷一體化的企業(yè)，你很難說它的主要責任是什么，調峰調頻也是它做，售電也是它做，電改以前電網(wǎng)公司做相關的電力業(yè)務都是無可厚非的，因為沒有相關文件去指導它，約束它。所以在之前的模式下面電網(wǎng)投儲能可能不會有太大的障礙。
但是現(xiàn)在電改以后行業(yè)分工更加清晰了，政府也會思考這個事兒，這個事兒該不該某一個主體去做，所以才有了后面的事兒。
第二，自愿參與市場交易的電力用戶原則上要全部電量進入市場，這個也很關鍵。全電量進入市場是一個關鍵要素，只有這樣才能對用戶的市場責任有了很大的約束，不是我今天想進80%，明天想進90%，剩下的電網(wǎng)給我平衡，不是這樣的，只要用戶想?yún)⑴c市場，你肯定要尊重市場規(guī)則，市場規(guī)則就是所有的電都要通過市場解決，這就跟我們儲能作用發(fā)生了關系。我們需要儲能這個手段去抵消全電量進入市場的風險。第三，獨立輔助服務提供者，這個文件首次提出了獨立輔助服務提供者，這也是很大的創(chuàng)新，也給了儲能項目很大的機會，我們可以做獨立的輔助服務提供者，我們既不是電網(wǎng)也不是發(fā)電企業(yè)，也不是普通用戶，我們就是輔助服務提供者。獨立輔助服務提供者可以做這些事兒，相關的比如說需求側，可中斷負荷等等，電儲能實際上是鼓勵做這個事情的。
另外的那些包括峰谷平電價等等交易，它其實也是圍繞剛才我們說的輔助服務或者說購買輔助服務這個事情去進行的，也就是如果我們的電源或者我們的用戶不能嚴格按照交易曲線去做的話，我們需要去購買輔助服務，這里面也就有了我們儲能的價值。
第三個文件想跟大家介紹一下，對于我們電網(wǎng)公司相關的一些約束的文件。其實不僅僅是今年出臺的165號文件，關于開展第二監(jiān)管周期電網(wǎng)輸配電定價成本監(jiān)審的通知，從之前的省級輸配電價定價辦法就強調了很多原則，一個是相關性原則，一個是必要性原則。相關性原則就是在電網(wǎng)定位為輸配電定位的情況下，你做的任何投資如果想進入輸配電定價成本的話，你投資的都是要跟輸配電相關的，但是投資儲能電站很難確定是否跟輸配電相關。儲能既可以發(fā)電也可以用電，也可以提供輔助服務，它的身份是不是輸配電服務其實很難認定。電網(wǎng)公司在投資這個的時候，我當時也在問我電網(wǎng)公司的一些朋友，我說你們做這個事兒有沒有想過怎么回收？他們當時還是寄希望于輸配電價成本回收，但今年明確提出來電儲能設施不能通過成本回收，為什么呢？就是剛才我跟大家說的邏輯，因為電網(wǎng)公司就是做輸配電服務的，它投資的需要通過輸配電價回收成本的項目必須跟我們輸配電服務相關。
在有這些文件的情況下我給大家再重新理一遍以后我們各類市場主體做的時候我們會有哪些投資回收機制的變化，有些變化看似很輕微，可是實際上它卻是關鍵。
先說發(fā)電主體，發(fā)電主體在未來電力市場里面，參與儲能的應用，可再生能源電站是它主要的應用場景。現(xiàn)在可再生能源電站其實沒有任何動力去投資儲能，反正我的電你要么全額收購，要么是保障利用小時之內的給我收購。但是在市場環(huán)境下面沒有說誰要收購你的電，大家都是市場交易行為。這個時候就會涉及到電價高低的問題，也會涉及到有沒有人買你電的問題。如果我們有了儲能在這里，對我們發(fā)電主體參與市場來講多了一種選擇，可存儲在電站里面，高的時候再發(fā)出去。
另外一個問題就是輔助服務，即便是現(xiàn)在沒有完善輔助服務的情況下，我們的可再生能源電站仍然會向提供調峰調頻服務的一些燃煤機組、燃氣機組交一些錢，這個是公平的。在未來的輔助服務市場的情況下，輔助服務的價值會更大，也就是說交的罰款不止現(xiàn)在那么一丁點了，可能會比較多，這種情況下為了減少我們的市場被動性，可能就需要讓我們的可再生能源電站有調節(jié)能力，在那個時候是我們的發(fā)電主體自然會主動的去投資，而不是政府強制讓大家去投資。
對于常規(guī)的火電來講發(fā)生的變化不會太大，大家知道儲能的容量、體量相對于百兆瓦以上的機組來講實在是太小了，可以忽略，這里面主要的應用場景可能還是在于協(xié)助調峰調頻這塊。
第二個是我們電網(wǎng)公司，這個是非常重要的一塊，當然這里不僅僅只是我們傳統(tǒng)的國家電網(wǎng)公司或者南方電網(wǎng)公司的，應該包括現(xiàn)在電改之后所有新的市場主體。第一個是輸配電企業(yè)，這個時候我們在討論它的投資儲能的時候就有幾個問題出現(xiàn)了，第一個是我剛才說的我們投這個儲能是不是必需的？以鎮(zhèn)江項目為例，之前是因為有一些燃機電廠上不了，我們電網(wǎng)公司為了保障供電安全上了儲能項目，這從技術上是毫無問題的。但是從輸配電相關性上可能會有一些疑問存在，為什么是投儲能而不是電源，如果說儲能是代替電源的作用，那能不能進入電網(wǎng)輸配電價成本呢？這些問題會一直爭議下去，雖然簡單來看，我們的儲能跟輸配電的關系很模糊，但是儲能對于我們激勵減少輸配電投資來講還是有很大作用的。如果說我們認同儲能可以進入輸配電價，也許可能對我們電網(wǎng)起到成本激勵的作用，可能會是件好事。
江蘇有好多儲能上了之后提供調頻服務，我們看了曲線非常不錯，但也存在市場定位問題。調頻服務在我們市場規(guī)則下面它是有輔助服務提供商去解決，輔助服務提供商是誰呢？所以需要理清電網(wǎng)儲能的主體定位及背后回收邏輯問題。
最后跟大家要說的是第二類售電公司，即擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權的售電公司，它其實也是一種電網(wǎng)公司。當我們投儲能的時候，可以優(yōu)化配電網(wǎng)投資成本。比如我們在用戶側投資儲能項目，但是我們并不會把這一類的儲能項目算作未來配電網(wǎng)配電價格回收成本，因為我們的投入點只會是用戶側，我們是通過給用戶側做相關服務相關進行投資回收的。但是由于通過我們第二類售電公司的整個協(xié)調管理，可以優(yōu)化我們配電網(wǎng)的建設方案這個也是第二類售電公司相比一般公共電網(wǎng)公司更有優(yōu)勢的地方，因為我們更靠近用戶。而電網(wǎng)公司由于在更高一級，用戶側的儲能投資很難把它的技術優(yōu)勢傳導給整個電網(wǎng)進行優(yōu)化。
與此同時，我們作為第二類售電公司畢竟也是售電公司，在將來的現(xiàn)貨市場上通過儲能減少現(xiàn)貨風險也是很有價值和意義的。
第三類是參與輔助服務，這個是要求我們作為第二類售電公司可以做的事情。
對于用戶側也有一些東西，我覺得還是變化很大的。第一個是大用戶，以后大用戶投儲能不是通過峰谷價差去回收，因為那個沒有什么峰價和谷價，價格都是波動的。那怎么辦呢？因為大用戶是直接去市場交易的，我們有儲能之后不是減少市場現(xiàn)貨交易的風險，而是通過儲能去降低我們電力交易的成本，這就是我們的直接收益。
當然我們也可以根據(jù)輔助服務規(guī)則做一些獨立的輔助服務提供商的事兒。
第二類是售電公司的用戶，他也做兩件事情，但是他的邏輯是不一樣的，因為售電公司的用戶實際上是零售用戶，面向的對象是售電公司而不是整個交易市場。售電公司需要平抑現(xiàn)貨市場的風險，可能他給用戶的價格都是統(tǒng)一的價格，但售電公司可以通過設立在用戶側的儲能減少現(xiàn)貨市場的風險。
第三個是分布式電源的用戶，分布式發(fā)電交易肯定是個趨勢，2017年底的時候我們鼓勵做分布式電源交易試點，我個人覺得它有一點不是太合理，它在分布式交易試點里面提到了讓調度機構去承擔我們分布式發(fā)電偏差的平衡機制，當然從支持新能源的角度上講無可厚非，但是跟我們剛才講到的市場精神其實有點不一致，市場精神強調的是我們遵守這個規(guī)則，我們的規(guī)則就是全電量進入，不是說有一些我進入市場，不夠的我就讓電網(wǎng)公司兜底，這個對電網(wǎng)也是不公平的。
所以在這種情況下如果真的嚴格按照市場考慮的話，儲能的價值在分布式發(fā)電交易里面就很大了，因為你在一些可再生能源曲線波動的情況下，在有很大偏差的情況下，儲能可以填補這個風險。
剛才我跟大家講的是在比較成熟的市場模式下面的一些變化，現(xiàn)在還沒達到這一點，我覺得要達到這一點可能還要至少三五年的時間，也就是說在這三五年中我們仍然處于比較混沌的市場環(huán)境下去做儲能這個事兒。
比如我們剛才說的如果投資儲能仍然可以通過峰谷價差去回收，因為還不是所有的用戶都必須去市場買現(xiàn)貨市場的電，仍然會有峰谷價差這個事兒。
現(xiàn)在能做什么事兒呢？現(xiàn)在能做的事情也是很多人在做的事情，就是我們通過做儲能去介入到用戶的綜合能源服務，這是當下肯定可以做的，雖然市場還不夠成熟。儲能可以做基本的峰谷價差，最大需量、最大容量的控制，我們也可以做用戶節(jié)能的控制。
因為時間的關系我給大家的介紹就到這里，大家有興趣可以會后跟我交流。
謝謝大家。
