英国新闻：储能诉求强烈的英国，如何处理监管难题？

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近年来，随着科学技术的进步，各种类型的电池和储能技术得到了长足的发展。 高效的储藏技术在社会生活中有着广泛的招聘场景。 对电力工业来说，储能技术为太阳能和风能等重要的可再生能源的迅速发展提供了更坚实的基础。 太阳能和风能具有间歇性，在其稳定性方面的不利之处是制约大规模快速发展，全面替代以前传来的化石燃料的一大障碍。

在发电项目方面，如果能积蓄过剩的电力，在发电中断时释放到电网，发电项目就能提供更稳定的电力输出，提高市场竞争力。

从电网运营者的角度来看，在需要面对更大比例的间歇性发电的情况下，蓄电设施的有效化有助于平衡负荷，提高电网的运行效率。 从社会整体的角度来说，储能系统可以减少对额外发电能力的诉求，在化石燃料能源依然发挥重要意义的系统中，有助于减少化石燃料的消耗和相关的碳排放量。

英国是可再生能源发电行业，特别是海上风电行业，走在世界前列。 对那个电力领域的储藏处理方案的诉求特别强烈。 储藏项目创造了新的基础设施投资类型引起了业界的广泛关注和有趣，但无论是市场行业还是商业模式，英国的储藏业务市场都还处于探索阶段。 因此，比较储藏业务的法律监督管理制度也在不断调整、变化和完善。

近年来，笔者在协助顾客开展许多英国储藏项目投资的过程中，证实了政策的不断变化迅速发展，对领域参加者投资信心和投资决策的影响。

以下，从很多立场简单介绍了英国储藏业务的法律监督管理框架和近年来相关制度的变化趋势。 需要注意的是，英国存在两个独立的电力市场，(1)覆盖英格兰、苏格兰、威尔士地区的大不列颠电力市场，英国中央政府机构气体和电力市场管理局( officeofgasandelectrics (二)涵盖北爱尔兰地区和爱尔兰共和国的“integratedsingleelectricitymarket”( isem )，由双边共同任命的ISEM委员会监督。 本文的介绍只涉及前者的相关制度和实践。

基于发电业务的监督管理系统

相当长一段时间内，大规模抽水蓄能水电装置是唯一的工业级储能形式。 因此，英国在法律制度中没有个别定义和区别“储藏”业务，而是作为“发电”的特别形态。 ofgem也于去年12月考虑到蓄电项目和发电项目具有类似的特征，两者确定了向电网输出电力的功能类似。 因为这个蓄电项目应该适用发电业务的监督管理框架。

但是，新的储藏技术、新的项目形态层出不穷，英国政府和行业意识到了这两个问题，一是在现有的制度体系下对“储藏”项目没有确定定义，因为规则的适用有歧义和不明确之处。 二是全面应用“发电”监督管理系统可能会给储藏领域带来不必要的限制和负担。 这两个方面相互交叉的问题大大抑制了投资者对投资储藏领域的积极性，阻碍了产业的迅速发展。

比较上述情况，年以来，英国政府和英国国家电网开始系统地审视储能业务的特征，发布了监督管理制度和电网运行规则等多方面比较更新或独立适用的监督管理规则。

牌照制度

如上所述，ofgem确定了表现发电领域的监督管理规则适用于储能项目，然后推进《2004年电力法》的修改从议会立法层面确定了这一基本。 年以来，ofgem经过多次公开征求意见，已经在发电牌照的标准条款行文中纳入了“储藏”业务的相关表现。

根据现有的发电业务许可证制度，50mw以下的发电项目不需要发电牌照，50mw以上的发电项目需要向ofgem申请牌照。

业界普遍的共识是，50mw的门槛实质上限制了储藏项目的投资规模，降低了投资者对储藏项目的投资热情。 (1)取得发电许可证后受到的监督管理限制(许可证标准条款等)与这个规模的储藏项目的性质不一致。 (二)取得发电许可证后，储能项目必须加入一系列领域的技术规范和结算系统，这些技术规范和结算系统并不完全适用于储能项目的优势，但会带来额外的合规性和运营价格。

因此，实践中很多投资者将比较大的储藏项目分为小于50mw的子项目。 但是，这种方法在一定程度上牺牲了项目的经济性，增加了项目的投资和运营价格。

针对这种困境，业界曾经呼吁引进个别的“储藏牌照”制度，更好地应对了储藏业务的优势，但ofgem在去年12月的表现中否定了这种监管途径。 将来，在发电许可证框架下，必须比较储藏类项目是否有特别的适用规则，还必须等待ofgem的进一步确定。

计划许可制度

根据英国现有的计划许可制度，任何50mw以上的发电项目(包括储存)都纳入了国家重大基础设施项目( nationallysignificantinfrastructureproject，nsip )的范畴 50mw以下发电项目属于城乡规划法( town and country planning act，tcpa )的通常范畴，由地方政府进行计划批准。

nsip审批制度的设计最初是为影响国计民生的重大基础设施项目提供一站式的计划审批。 得到这项批准后，项目落地的明确性非常高，但批准流程比较冗长(最多18个月)，合规价格也比较高。

业界认为储藏项目对其周边环境的影响明显低于以前传达的发电项目，以50mw为限度纳入nsip计划制度的必要性相对较低，同时

经过两次公开征求意见，英国商业能源工业战术部( department for business，energy &； industrial strategy，beis )于去年7月发表了新的政策文件，变更了现有的计划审查规则，将所有形式、所有规模的储藏项目纳入通常的城乡计划法审查范畴，由地方政府进行计划审查，适用nsip制度

上述制度唯一的例外是50mw以上的抽水蓄能项目，由于其计划带来的影响与水电项目类似，因此正在通过nsip制度进行计划批准。 beis确定在议会立法层面宣布推进上述计划制度变革的落地，但目前没有确定的立法日程。

比较电网运营商的限制

根据其业务性质和业务诉求，输电系统运营商( tsos )和配电互联网运营商( dnos ) (以下将两者合称为“电网运营商”)对储能设施的迅速发展感兴趣。 他们也有比较充裕的资金进行储藏项目的投资。 但是电网运营商参与储能项目的投资和运营面临着两大监督管理障碍。

一、在投资和所有权方面，欧盟级现场网络分离规则( unbundlingrules )要求所有电网运营商必须分离其电网运营功能和发电项目的所有权。 因为储能项目也被视为发电项目的一种，这是因为根据现有的规则体系电网运营商不能投资储能项目。

二、在运营层面上，与配电互联网运营商相比，去年12月，ofgem通过引进“配电互联网运营牌照”的标准条款31d和43b，配电互联网运营商参与发电(包括存储)项目的运营 该禁令对不需要授予50mw以下发电牌照的发电和储藏业务同等ofgem的第一个担忧是配电互联网运营商根据其市场垄断地位获得其他市场参与者(即其他储藏业务运营者)无法获得的消息

上述限制有三种例外: (1)包括不列颠本岛以外的岛屿内部电力系统。 (2)已经批准了(为了保证电网的稳定运行)具有有限发电能力的配电互联网运营商。 (三)其他ofgem给予特别例外批准的。 另外，配电互联网运营商的经营活动包括: (1)非配电业务的收入不得超过该年总收入的2.5%。 (二)非配电业务投资总额不得超过已发行股票、股票溢价、资本公积合计的2.5%。

有趣的是，上述禁令记载在配电互联网运营商的标准条款说明书中，不适用于输电系统运营商，输电系统运营商的牌照条款还没有更新。 据此，监督管理水平存在灰色区域，输电系统运营商可能可以运营50mw以下的储藏项目。

但是，ofgem在去年9月征求公开意见的政策文件中表示，现场网络分离规则对比了业务的性质，如果小规模发电业务在发电许可管理水平以下，输电系统运营商就不能进行投资运营。 因此，我们预计在随后的法规更新过程中，输电许可标准条款将有配电许可标准条款31d和43b这样的更新。

电网系统费用

在英国，访问电力系统的市场参与者必须支付一系列电网系统费用，如输电互联网系统采用费( tnuos )、平衡服务系统采用费( balancing services use of system ) bsuos )、配电系统采用费( duos )和剩下的费用( residual charges )等。

在现有的系统存款制度中，存储项目需要在入口侧(充电过程)支付系统费用和在出口侧(放电过程)支付系统费用，面临着双重费用的状况。 ofgem和市场参与者认识到这些双重费用的状况给储能项目带来了比正常发电项目更大的系统费用负担，扭曲了市场竞争关系，造成了不公平的市场竞争地位。 年前后，领域参与者和政府部门在这个行业的专业研究和政策建议逐渐落地。 改革的方向和共识比较确定，即储能项目的未来与出口端(放电过程)相比只支付系统费用，而不支付充电过程。

政府补助金

英国有一些比较低碳发电的补贴政策，如气候变化费( ccl )、可再生能源义务( ro )和网络电价( feed in tariffs )。 各制度在初期立法时没有考虑储存项目的存在，是否适用以及如何适用于储存项目需要在相关规章项下决定。

ccl是商业或公用事业客户消费电力时收取的费用。 在充电角，在储藏项目满足特定条件的情况下，与发电项目相比可以享受费用减免，但在放电角依然需要在特定条件下向最终顾客索取ccl。

与得到ro和fit补助金的发电项目相比，项目所有者想在车站内追加附属储藏设施( co-located storage )时，认为发电项目本身会变更，需要将相关事项通知ofgem ofgem根据相关规则进行案例研究，明确改造后的设施能否获得ro或fit补助金。

cfd类补助金的标准合同条款确定了相关发电项目不得自行采用储能设施，但相关发电项目和第三方独立参与电网平衡机构的储能项目允许在一定限度内合作。

参加容量市场

容量市场( capacity market )制度是英国政府鼓励发电环节投资，保障电网系统稳定上市的措施。 政府通过招标程序，在4年前( t-4合同)、3年前( t-3合同)或1年前( t-1合同)就相关年度的容量响应进行招标。 发电项目、存储项目和有诉求的电力客户公司可以参加投标。 中标人承诺在相关年度中用电高峰时应对国家电网企业容量调度的诉求，并就此按月获得固定收入。 对于生产的项目，容量市场合同的期限一般为1年，对于新的投资项目，期限可以长达15年。 容量市场合同是储藏项目的重要收入来源之一。

年11月，欧洲法院裁定“容量市场”合同可能是违反欧盟法律的国家补助金行为，这样的合同暂时中止了执行。 2019年10月，欧洲委员会正式裁定这样的合同不违反欧洲联盟的法律，然后“容量市场”制度在英国市场继续执行。

在容量合同制度下，从年12月开始，英国政府对不同技术路线的存储项目设定了不同的技术规格要求和结算指标，充放周期更长的存储项目将获得更高的收入收益率。

年5月，beis发表了关于容量市场制度的最新政策性文件。 其中最重要的变化之一是施加碳排放量的限制

参加平衡系统

在英国电力市场，电网运营商对互联网平衡服务进行投标，在各发电项目进行投标。 根据业务特点，存储项目可以参与FFR ( FIMFR )和EFR ( EFR )等合同的竞争。

在过去的市场实践中，电网企业一般对这样的合同设定排他性条款，中标后，这些合同构成相关项目的唯一收入来源。 如果参加这样的投标，储藏项目的收入比较单一，降低了整个项目的可行性。 但是，如果不参与投标，储藏项目需要与相当数量的交易对方进行细致的合同谈判(没有市场标准合同)，交易价格相对较高。

为了进一步鼓励储藏行业的投资，ofgem从去年9月开始从相关合同中删除排他性条款征集意见，判断相关影响，现在的相关政策变更没有确定的方向和日程。 除此之外，英国国家电网开始适度延长储能项目签订ffr合同的期限——从过去最长2年以下延长到4年，提供更长期的收入稳定性，进一步鼓励和吸引投资。

全球范围内，英国最成熟，拥有许多纷杂的电力市场监督规则体系之一。 在新的业务形势下，现有制度的偏离，空白和制约逐渐出现。 在政府和行业的相互作用和探讨中，相关的法律监督管理框架逐步变化，明确而完整。 笔者希望英国电力领域在监督管理上的制度探索能为中国的储藏业务迅速发展和迅速发展适当的法律监督管理框架提供参考。