英国与加州，储能大规模商用的先驱

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我们正处于大规模储能的商业应用和电池投资激增的关键时刻，英国和加州是两个先锋。英国的私有和分割的电力市场为储能的发展提供了一个竞争机制。由于缺乏市场功能，加州通过政策激励建立了世界上最大的储能设施。

在全球范围内，英国和加州是储能技术应用的两个领先地区。Tu/vision china (000681)在过去的100年中，电力系统的设计寿命约为40至50年，并且有一定的灵活性需求。能量是不断变化的，我们的系统必须适应这些变化。随着可再生能源和分布式发电的兴起，系统的灵活性变得越来越重要。如果没有更灵活的系统，拥有更多可再生能源的绿色世界将遭遇更多停电，这将使我们的数字世界陷入停滞。

灵活性要求系统能够在电力需求上升时(如夜间)或可再生能源波动时(如阴天或无风天)提供更多备份。这种灵活性可以通过将长距离高压传输(联网)连接到不同地区和时区的电源，或者通过本地能量存储来实现。

在电网互联成本高或因自然条件难以发展大规模电网的孤岛上，对储能的需求将变得更加迫切。在全球范围内，英国和加州是储能技术应用的两个领先地区。

电池储能在世界范围内的应用已经非常普遍，但主要集中在技术含量较低的抽水蓄能上。第一座抽水蓄能电站于1909年在瑞士的沙夫豪森建成，现在98%的能量储存装置都是基于这种有着100多年历史的技术。抽水蓄能的概念很简单，总开发成本很高(通常是几十亿美元)，而且对环境有很大影响。其他储能技术，包括压缩空气体储能技术、电解气体生产技术和电池技术，只占剩余运行储能容量的不到3%。

根据国际能源署2016年全球投资报告，与电网相关的每100亿美元储能投资中，超过80%投资于抽水蓄能。然而，电网应用中的电池储能投资也迅速增加，2015年的投资是2010年的10倍。

尽管各种技术在不断发展，但从降低成本风险的角度来看，电池技术是最有前途的。电池储存的想法早在18世纪末就诞生了，电池是由亚历山德罗·沃尔塔首先发明的。电池储能的第一次商业应用是在20世纪80年代，当时它被用来平衡纽约市的夜间电力负荷。然而，直到20世纪70年代消费电子产品出现，电池才被广泛用于商业应用。虽然电池技术已经广泛应用于我们的日常生活中，但是这些技术还没有广泛应用于现代电力系统中。

大规模电池储能系统的商业化问题仍然制约着其应用。在包括中国在内的大多数国家，由于电力市场结构、政策和法规，电池投资者很难从储能中赚钱。一个可持续的商业模式需要收入超过成本。

幸运的是，形势正在迅速变化，对电池储能的投资将很快变得越来越有利可图。简单地说，它的商业模式是由为社会创造价值的收入和成本组成的。

储能可以通过降低输电和配电成本、提高灵活性、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，投资者只能从其创造的价值中获得一部分收入。如果储能想要赚钱，就需要创新商业模式和监管条件，这样投资者才能获得更多的资金。

另一方面，储能成本一直在下降，从大约2010年的每千瓦1000美元下降到目前的每千瓦400美元。通用汽车和特斯拉计划到2021年和2020年分别将电池组件成本降至每千瓦时120美元和100美元。

大规模储能的商业应用前景需要进一步降低储能成本，增加储能收益。我们正处于电池投资激增的关键时刻。

从全球来看，英国电力市场的容量市场和辅助服务市场机制给自由市场的储能发展带来了启示。在加州，在政府规划部门的支持下，储能发展由电力公司牵头，这是在受监管市场中储能发展的一个例子。

市场驱动的英国模式英国储能的发展离不开其成熟的电力市场结构。

20世纪80年代玛格丽特·撒切尔(Margaret Thatcher)执政时，英国启动了一系列能源市场自由化改革，是世界上最早实施电力改革的国家之一。1989年《电力法》为英国能源市场的自由化和私有化奠定了基础。2000年颁布了《公用事业法》，建立了电力批发交易平台。可再生能源补贴制度首次出台。2005年，引入了betta(英国输电和电力交易规则)，以进一步改善能源市场的竞争。自2013年以来，英国电力改革进入第四阶段，提出电力市场改革(emr)，引入差价合约和容量市场机制。

经过几轮改革，英国垂直整合的电力工业结构被划分为独立的发电机、网络系统运营商、输电提供商、配电提供商和零售商。除了系统运营商是国有国家电网外，随着电力系统的自由化和民营化，发电侧和供电侧都成为开放的竞争环节，引入了更多的民营化资本投资，逐渐发展成为成熟的电力市场。

在英国电力市场结构中，输配电网络包括三家私营输电网络公司和八家配电网络公司。在零售方面，除了大约44家活跃的零售商和100多家注册零售商之外，六家主要能源供应商主宰着这个市场。

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获取利润。

容量市场于2014年实施，它是电力市场改革计划(emr)的一部分，以确保英国未来的能源供应。容量市场机制的建立是为了满足电力供应短缺时及时补充电力供应的需要。为了补偿这些备用容量电力的投资，通过建立容量市场，通过拍卖对容量进行定价，政府支付这部分费用。

从2014年开始，英国将每年拍卖产能市场，为四年后的产能需求寻找备用机组。参与拍卖的发电商和需求方供应商报告其四年后能够提供的容量和价格，以国家电网测量的容量需求作为最终需求，并根据拍卖计算统一的清算价格作为容量市场价格。

在2014年的首次发电能力市场拍卖中，大部分中标的发电能力来自英国现有的旧发电机组，如天然气、生物质能和核能。2016年，首次有超过5亿千瓦的新建电池储能在容量市场拍卖中中标，所有储能占2020/2021年签署的52.4兆瓦总容量市场的6%。这反映出随着成本的降低和技术的成熟，电池储能的商业可行性越来越大。2016年容量市场的拍卖清算价格为每千瓦每年22英镑，高于一年前的每千瓦每年18英镑。容量市场的清算价格越高，电池投资的回报就越好。

英国电力辅助服务市场是储能企业获取商业回报的另一种方式，其中先进的频率响应招标(efr)是一种典型的机制。

随着新能源在电力系统中使用异步电动机比例的增加，越来越多的传统同步电动机发电机组被取代，降低了电力系统的惯性。系统惯性反映了电力系统随着发电量和负荷的变化保持频率稳定的能力。系统惯性与同步装置的容量直接相关，而新能源装置不提供系统惯性。统计数据表明，当新能源比例增加时，将面临同样的供用电波动，系统的频率波动会更大。

为了稳定这种波动，电网运营商需要采取措施保持频率稳定。在此背景下，2015年4月，英国国家电网公司启动了总容量为201兆瓦的高级频率响应招标，寻求响应时间为1秒或更短的频率响应服务，并将电网频率保持在50赫兹左右。

本次招标吸引了大量储能投资者，共提交了243个储能项目计划。最后，联合王国国家电网选择了8个中标者，价格从7英镑到12英镑/兆瓦/小时不等，平均为9.44英镑/兆瓦/小时，所有投标价格为6595万英镑。中标确保了一份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激进的州之一。截至2016年底，加州风力发电、光伏发电和光伏发电的装机容量占加州总装机容量的20%，其中光伏发电约占11%。

随着可再生能源比重的增加，尤其是光伏发电比重的大幅增加，其波动性对电网系统的影响更大。2012年，加州一家独立的系统运营商caiso发布了一份报告，建议在晚上用电高峰和光伏发电减少时，需要大量灵活的辅助服务来平衡系统。

这种动态响应的预测曲线是加利福尼亚著名的鸭群。

图中的曲线显示了总的能源需求减去加州一天24小时可再生能源供应的净需求。晚上，随着太阳的落山，光伏发电迅速减少，而电力需求在晚上达到高峰，这就需要快速补充非光伏发电。

图中许多不同的曲线代表不同年份的预测值，曲线越低，越晚的年份，越多的光伏发电连接到系统。随着光伏装机容量的增加，这种反差越来越大，导致鸭子的肚子越来越深(在光伏发电的高峰期，不可再生能源发电越来越低)，鸭子的脖子越来越陡(晚上，光伏迅速下降，不可再生能源需要更快补充)。

2016年，caiso报告称，目前的鸭子曲线在2020年之前达到了2012年预测的水平。随着可再生能源，尤其是光伏装机容量的增加，包括中国在内的其他国家也将面临类似的挑战。

为了适应光伏装机容量的大规模增长给电力系统带来的挑战，储能的应用自然被提上日程。

与英国成熟的电力市场机制明显不同，自21世纪初大停电以来，加州已经停止了市场自由化改革的步伐，仍然是一个监管市场。这也决定了加州的储能发展没有得到英国成熟市场机制的支持，而是依靠政府部门的政策引导，由市场实体来实施。

加州的电力工业结构还没有完全分化。投资者拥有的公用事业公司是加州发电、配电和销售的主要参与者，它们都是垂直整合的公司。加州有三个欠条，圣迭戈电气公司(sdg&e)为圣迭戈和南奥兰治县的360万居民提供服务，南加州爱迪生公司(sce)为包括洛杉矶在内的加州中部和南部15个县的1500万居民提供服务，太平洋电气公司(pg&e)总部设在旧金山，为包括旧金山在内的加州中部和北部的540万居民提供服务。此外，一些公用事业公司(POUs)也在运营。

在系统运营商层面，加州有一个独立的电力系统运营商caiso，负责监管加州电力系统、输电网络和电力市场的运行。在监管层面，这有点复杂。电力市场、输电网络和大坝项目受联邦监管，加州公用事业委员会(cpuc)监管加州投资者拥有的电力和天然气等公用事业项目。

由于这种市场结构，加州的储能发展主要以政策为导向，由三个借据来实施。

2010年，加州通过了ab2514法案，这是一项战略决策，要求加州电力公司设定适当的储能采购目标。

2013年10月，根据ab2514法案，加州电力公司建立了一个储能采购框架，并设定了到2020年为加州三大电力公司(PG&E、sce和sdg&e)部署1.325亿瓦储能的目标。后来，根据ab2868法案，2020年的装机容量目标增加了500兆瓦，到2020年，储能装机容量将达到1.8兆瓦左右。

cpuc目标采购的业务模式由三张借据主导。这些储能项目由iou竞争性购买，并由成功的开发商或承包商提供。然而，该项目的成本将使借据提高利率，这将转移到消费者的能源法案的成本，消费者将支付该法案。

在该政策的指导下，到2016年底，1.8千兆瓦储能装机目标已完成一半。今年，世界上两个最大的电池储能设施已经建成。2017年1月，特斯拉为南加州爱迪生公司(sce)米拉罗马变电站(mira roma Substation)建造了一个输出功率为20兆瓦、总容量为80兆瓦时的储能系统，成为当时世界上最大的电池储能系统。然后，在2017年2月，这一记录被打破。aes为加利福尼亚州埃斯孔迪多的圣地亚哥电气公司(sdg&e)部署了一个输出功率为30兆瓦、总容量为120兆瓦时的储能系统。

由于政策指导，该系统可以通过在加州模式下设定目标来快速交付。然而，对于储能开发商来说，如果他们不能在iou的竞标中胜出，早期的研发投资很可能无法收回。此外，iou主导的竞标也存在审查不足的问题，不能有效激励企业追求电池成本效益和技术创新。相比之下，英国电力市场的竞价和竞价可以使储能开放商有更灵活的参与机制和退出机制。

总的来说，英国和加州在储能发展的竞争中处于领先地位，有较好的应用案例。两个地区不同的能源产业组织结构决定了它们的政策存在差异，这也导致了不同的储能业务模式。英国的私有和分割的电力市场为储能的发展提供了一个竞争机制。然而，由于缺乏市场功能，加州通过政策激励建立了世界上最大的储能设施。

英国的储能投资主要由市场驱动，因此投资机会在于电力市场。加州的储能投资主要是政策驱动的，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密切相关。两者的最佳结合应该从政策资金支持的示范项目开始，然后过渡到实现电力市场的稳定收益。在大多数地方，监管者还没有想出如何引导储能投资。

(szilvia doczi是arup咨询有限公司的能源经济学家，曾任英国国家能源监管机构ofgem的高级经理。韩是《财经》的记者，编辑:马克)

(本文首次发表在2017年7月24日出版的《财经》杂志上)