我们正处在大规模储能的商业应用和电池投资激增的临界点，英国和加州是两个先驱。英国私有的、分拆的电力市场给储能的发展提供了竞争机制，加州由于市场功能欠缺，通过政策激励建成了目前世界上最大的储能设施

文/Szilvia Doczi编译／韩舒淋

将近100年来，电力系统的设计寿命都大约是40年到50年，并有一定的柔性需求。能源在不断变化，我们的系统也必须适应变化。随着可再生能源和分布式发电的兴起，系统的柔性越来越重要。如果没有更柔性的系统，接入更多可再生能源的绿色世界会碰到更多的断电事故，让我们的数字世界陷入停滞。

柔性要求在电力需求上升时（比如晚上）或者可再生能源波动时（比如阴天或无风日）系统能提供更多的备用。这种柔性可以通过长距离高压输电（联网）接入不同地区、时区的电源来实现，也可以通过本地的储能来实现。

在电网联网成本较高，或者受限于自然条件难以发展起大规模电网的孤岛，储能的需求会更加迫切。全球范围来看，英国与加州是如今在储能技术应用上走得比较靠前的两个地区。

电池储能迎来临界点

储能的应用在全球已经非常普遍，不过主要还是集中于技术含量较低的抽水蓄能，第一个抽水蓄能电站是1909年在瑞士的沙夫豪森（Schaffhausen）建成的，如今98％的储能装机都是基于这种有超过100年历史的技术。抽水蓄能的概念简单，开发总成本较高（通常需要数十亿美元），对环境影响较大。其他包括压缩空气储能技术、电解制燃气技术以及电池技术在内的储能技术占据了剩下大约不到3％的投运储能容量。

据国际能源署的2016全球投资报告介绍，每100亿美元与电网相关的储能投资中，超过80％投给了抽水蓄能。不过电网应用的电池储能投资也增长迅速，2015年投资额是2010年的10倍。

尽管各种技术都在不断发展，但从成本风险改善角度来看，电池技术是最有前景的。电池储能的想法早在18世纪末就已经诞生，最早电池由Alessandro Volta发明。电池储能的首次商业应用是在19世纪80年代，用来平衡纽约市区的隔夜电力负荷。不过直到20世纪70年代消费电子产品的出现，电池才迎来广泛的商业应用。尽管电池技术已经在我们日常生活中普遍使用，但这些技术还未广泛应用于现代电力系统。

大规模电池储能系统的商业化难题仍然制约了它的应用。在包括中国在内的大多数国家，受困于电力市场结构、政策和法规等因素，电池投资者还很难从储能中赚到钱，一个可持续的商业模式需要其收入大于成本。

好在情况正在迅速变化，电池储能的投资即将变得越来越有利可图。简单来说，其商业模式由给社会创造价值的收入和成本综合构成。

储能可以通过降低输配成本，提高柔性，提供辅助服务，增加备用容量和转移需求时间（不限于高峰时段）为社会创造价值。然而，目前投资者只能从它创造的一部分价值中获得收入。储能要想有钱赚，需要商业模式和监管条件的创新，让投资者能够拿到更多的钱。

另一方面，储能成本一直在下降，从2010年前后的超过1000美元每千瓦时下降到目前的400美元每千瓦时。通用汽车与特斯拉分别计划到2021年和2020年将电池组件成本降低到120美元每千瓦时和100美元每千瓦时。

大规模储能的商业应用前景需要进一步降低储能成本、提高储能收入。我们正处在电池投资激增的临界点。

全球范围来看，英国电力市场中的容量市场与辅助服务市场机制，为储能在自由市场中如何发展带来了启示。而加州则是通过政府规划部门的扶持，由电力公司主导进行储能开发，是储能在受管制的市场中发展的范例。

市场驱动的英国模式

英国储能的发展离不开它成熟的电力市场结构。

英国从上世纪80年代撒切尔夫人执政时期开始了一系列能源市场自由化改革，是全球最早一批进行电改的国家。1989年的《电力法》，奠定了英国能源市场自由化和私有化的基础。2000年颁布《公用事业法》，建立了电力批发交易平台，并首次引入对可再生能源的补贴制度。2005年，引入BETTA（英国输电和电力交易规则），进一步提高能源市场竞争。2013年起，英国电改进入第四阶段，提出电力市场改革（EMR），引入差价合同和容量市场机制。

经过数轮改革，英国原来垂直一体化的电力产业结构被拆分为彼此独立的发电商、网络系统运营商、输电商、配电商和零售商。除了系统运营商是国有的国家电网公司（National Grid）之外，随着电力系统的自由化和私有化，在发电侧和供应侧都变成开放竞争环节，引入了更多的私有化资本投资，逐渐发展成为一个成熟的电力市场。

在英国的电力市场结构中，输配电网包括私有的3个输电网公司和8个配电网公司，在零售侧，6个主要的能源供应商主导了这个市场，此外还有大约44个活跃的零售商和100多个注册的零售商。

在英国，储能项目主要通过其容量市场机制和辅助服务市场机制来获利。

容量市场是2014年开始执行的，它是为确保英国未来能源供应的电力市场改革计划（EMR）的一部分。容量市场机制的设立，是为了满足电力供应短缺时，能够有电力供应可以及时补充。为了补偿这些备用容量电力的投资，通过设立容量市场，以拍卖的形式对容量进行定价，由政府支付这部分费用。

从2014年开始，英国每年会进行容量市场拍卖，为四年后的电力容量需求寻找备用机组。参与拍卖的发电商与需求侧供应商报出自己四年后能够提供的容量和价格，以能够达到国家电网所测算的容量需求为最终需求，根据拍卖计算统一的出清价格作为容量市场价格。

2014年的首次容量市场拍卖，中标的绝大部分容量都是由英国已有的燃气、生物质能和核电等老发电机组。2016年，首次有超过500MW的新建电池储能在容量市场拍卖中获得了合同，所有储能占2020／2021年签订合同的总容量市场52.4GW的6％。这反映了随着成本下降、技术成熟，电池储能的商业可行性正在增大。2016年容量市场的拍卖出清价格为22英镑每千瓦每年，高于一年前的18英镑每千瓦每年，容量市场的出清价格越高，也意味着电池投资回报越好。

英国电力辅助服务市场是储能能够获取商业回报的另一种途径，先进频率响应招标（EFR）是其中的典型机制。

随着采用异步电机的新能源比例在电力系统中比例增大，替代了越来越多的采用同步电机的常规发电机组，这使得电力系统的惯量降低。而系统惯量反映了电力系统随发电与负荷变化保持频率稳定的能力，系统惯量与同步机组的容量直接相关，新能源机组不提供系统惯量。统计数据显示，新能源比例升高后，面临同样幅度的供应、负荷波动，系统的频率波动会更大。

为了平抑这种波动，电网运营商需要采取措施维持频率稳定。在此背景下，2015年4月，英国国家电网公司启动了先进频率响应招标，总容量为201MW，寻求响应时间在1秒或以内的频率响应服务，维持电网频率在50赫兹左右。

这一招标吸引了大量储能的投资商，一共提交了243个储能项目方案。最终，英国国家电网从中选中了8个中标者，价格为7英镑到12英镑／MW／小时不等，平均为9.44英镑／MW／小时，所有招标采购价为6595万英镑。这次成功的招标确保了为期四年的辅助服务合同。

政策驱动的加州模式

加州是美国清洁能源发展最为激进的州之一。2016年底，加州境内风电、光伏、光热的装机容量已经占到加州总装机容量的20％，其中光伏约占11％。

随着可再生能源比例越来越高，尤其是光伏比例的大幅度提高，其波动性对电网系统的影响也越来越大。2012年，加州独立系统运营商CAISO发布报告，提出在用电处在高峰、而光伏发电降低的傍晚时分，需要大量的柔性辅助服务来平衡系统。

这一动态响应的预测曲线就是加州有名的“鸭型曲线”（Duck Cruve）。

图中的曲线表明了加州一天24小时中总能源需求减去可再生能源供应的净需求。在傍晚，随着太阳落山，光伏发电迅速减少，而用电需求却在晚间进入高峰，需要非光伏发电迅速补充。

图中多条不同的曲线代表着不同年份的预测值，位置越低的曲线代表越往后的年份，系统中接入了更多的光伏发电。随着光伏装机越来越高，这个反差越来越大，导致“鸭肚子”越来越深（光伏发电峰值时，非可再生能源发电越来越低），“鸭脖子”越来越陡（傍晚光伏迅速下降，非可再生能源需要更迅速补充）。

2016年，CAISO报告称当前的鸭型曲线已经到了此前2012年预测的2020年才会达到的水平。包括中国在内的其他国家随着可再生能源、尤其是光伏装机比例提高之后，也会面临类似挑战。

为了适应光伏装机大比例提高对电力系统带来的挑战，储能的应用也理所当然地提上了日程。

与英国成熟的电力市场机制显著不同的是，自从21世纪初加州电改出现了大停电之后，加州停止了市场自由化改革步伐，至今仍然是一个监管市场。这也决定了加州发展储能并没有英国成熟的市场机制做支撑，而是依靠政府部门的政策指引，由市场主体去执行。

加州的电力产业结构并未完全分拆，投资者所有的公用事业公司（IOU）是加州发电、配电和售电环节的主要玩家，它们都是垂直一体化的公司。加州有三大IOU，圣地亚哥电气公司（SDG&E）为圣地亚哥和南奥兰治县的360万居民服务，南加州爱迪生公司（SCE）为包括洛杉矶在内的加州中南部的15个县的1500万居民服务，总部位于旧金山的太平洋电气公司（PG&E）为包括旧金山市在内的加州中北部540万居民服务。此外，也有部分公众所有的公用事业公司（POU）开展业务。

在系统运营商层面，加州有独立的电力系统运营商CAISO，负责监督加州电力系统、输电网和电力市场的运营。而在监管层面则略微有些复杂，电力市场、输电网和大坝项目是接受联邦监管的，加州公用事业委员会（CPUC）监管在加州境内开展的投资者拥有的电力和天然气等公用事业项目。

由于这样的市场结构，加州的储能发展以政策引导为主，以三大IOU为主体来实施。

2010年，加州通过了AB2514法案，这个法案是一个战略决策，它要求CPUC制定合适的储能采购目标。

2013年10月，根据AB2514法案，CPUC设置了储能采购框架，为加州三大IOU（PG&E、SCE和SDG&E）设定了到2020年部署1325MW储能的目标。后来，根据AB2868法案，又将2020年的装机容量目标提高了500MW，到2020年储能装机将达到约1.8GW。

CPUC目标采购的商业模式是由三大IOU来主导。这些储能项目由IOU进行竞争性采购，由中标的开发者或承包商供应。而项目的费用会使得IOU提高费率，会传导到消费者能源账单的费用中，由消费者买单。

在政策引导下，到2016年底，1.8GW储能装机目标已经完成了一半。并在今年建成了目前全球最大的两个电池储能设施。2017年1月，特斯拉为南加州爱迪生公司（SCE）的Mira Roma变电所建成了输出功率为20MW，总容量为80MWh的储能系统，成为当时全球最大的电池储能系统。随后在2017年2月，这一纪录就被打破，AES公司为圣地亚哥电气公司（SDG&E）在加州Escondido市部署了输出功率为30MW、总容量为120MWh的储能系统。

由于有着政策引导，加州模式下，通过设定目标，可以实现系统的快速交付。但是对于储能开发者来说，如果在IOU的招标中无法中标，前期的研发投入就很有可能无法收回。此外，IOU主导的招标，也存在审查不足的问题，无法有效激励公司追求电池成本效益和技术创新。与之相比，英国电力市场中的竞价和竞标，能够让储能开放商有更灵活的参与机制和退出机制。

综合来看，目前英国与加州在储能发展的竞赛中领跑，它们有更好的应用案例。两个地区不同的能源产业组织结构决定了二者的政策存在区别，因而也导致储能的商业模式不同。英国私有的、分拆的电力市场给储能的发展提供了竞争机制。而加州由于市场功能欠缺，通过政策激励建成了目前世界上最大的储能设施。

英国储能投资主要是市场驱动，因此投资机会在电力市场中。加州的储能投资主要是政策驱动，因此投资机会与政策、监管决策者和控制资金的公用事业公司紧密相连。二者的最佳组合应该是从政策资金支持的示范项目开始起步，随后过渡到在电力市场中实现稳定的收入。而在多数地方，监管部门还没有想明白应该如何引导储能投资。

（Szilvia Doczi为Arup咨询公司能源经济学家，曾在英国国家能源监管机构Ofgem担任高级经理，韩舒淋为《财经》记者，编辑：马克）