电改9号文启动5年来已经实现了包括输配电价改革在内的多个目标，近期改革更是进入了深水区，电力现货市场建设正在加速，部分地区的进展依然值得期待。
对储能行业来说，未来商业模式能否建立，与电改的进度息息相关。如果能建立起辅助服务考核新机制和补偿机制，还原储能和储能服务的商品属性，明确储能在电力市场中拥有独立的市场地位，确保储能公平参与市场且价格商业化，储能将有更多的发挥空间。
中能建华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏认为，随着电力市场进一步完善，储能现有的商业模式和机制面临挑战，后续的买单机制主要通过辅助服务市场来解决。储能未来有效的应用场景包括以下六大类：新能源电站配套储能、用户侧储能、微电网储能、分布式发电交易配套、增量配电网储能和电网侧储能。
以下内容为吴俊宏近日在中关村储能产业联盟的线上演讲，由“储能100人”独家整理。
一、电储能的技术优势
储能首先有一个很重要的技术优点，可以削峰填谷。电多的时候，可以通过储能储起来。不够的时候，可以通过储能把电放出来。除了这种削峰填谷以外，它还有一个很重要的特点，可以快速响应为电力系统提供有功无功的支撑。在这种情况下，就能够对新能源出力起到很好的平滑作用。让电力系统对于新能源的接入，有一个更好的互动性和更好的友好性，进而可以促进整个电网对新能源的消纳。
既然储能有那么多技术优势，为什么到现在为止，仍然没有看到储能的大规模应用呢？其实主要原因在于，储能投资需要花钱。如果不需要花钱，我相信现在电力系统中，已经能够看到很多储能的场景了。一旦要花钱，就会涉及到一个问题，谁去投资的问题。投资之后，投资成本能不能够得到有效回收？因为在电力行业里面，很多投资方是国有资本，国有资本对于国有资产的投资，其实是一个很谨慎的行为。同样，民营资本在投资的时候，其实也会考虑投资回报问题，甚至比国有资本考虑的更看重投资回报的收益率。
在这种情况下，储能虽然有这么多技术优势，但是能不能取得比较好的投资回报，也就是储能没能得到大规模发展的主要原因。这一次电力体制改革让整个电力系统各个主体的角色定位发生了变化，并且整个电力系统的运作机制也发生了变化，也给储能带来了一些新的机遇；另一方面对以前那些传统投资，有优势的项目，也带来了一定的风险。
二、现阶段为什么不能进入输配电价
新一轮电力体制改革主要有哪些呢？大家应该很清楚，新一轮电力体制改革始于2015年中发9号文。这一个文件我相信很多人都很清楚。但是很多人应该只清楚这个文件的名字，具体到这个文件有哪些内容，有什么内涵，我相信很多人没有认真读过。大家会觉得中发9号文讲的最重要的一个事，是我们可以自由地买卖电。不像以前，只能向电网公司买电。那么在这种情况下，因为要买卖电，所以必须要建立一个市场，去支持买卖电。所以就涉及到电力市场的建设。然后在买卖电的情况下，最后到用户手上的价格，从电厂端到用户手上，所以也会有输配电价改革。
其实9号文除了配输电价改革，以及建立相应的电力市场机制以外，它还有很重要的内涵在里面。比如说输配电价改革，它其实不仅仅是为了满足电力市场能够得到有效支撑电力市场建设，能够让整个电力交易机制更加合理，它更多的是通过输配电价改革的形式，去实现电网体制改革的目的。
在中发9号文下，电网公司现在的市场定位究竟是怎样呢？去年很火的泛在电力物联网，大家应该都很清楚。当时国网在提泛在电力物联网的时候，有一个很重要的背景。其实就是一句话，避免管道化的风险。管道化其实也正是输配电价改革的内涵，就是电网企业做好电网公司的本质工作，做好输配电服务。
跟输配电价成本监审其实有三个主要原则，是合法性原则，相关性原则，以及合理性原则。为什么会是这三个原则呢？要做输配电的经营，在输配电投资的时候，所有的投资都得合法，主要是遵从会计法的相关法律。
相关性原则的话，跟咱们做输配电业务相关的，这项投资是不是跟我们输配电业务相关。电网公司以前在投储能的时候，并且想把储能计入到输配电价里的时候，就会有一个很重要的问题。它到底和我们电力系统的输配电运营是不是相关？
这个问题，其实从电力系统技术角度而言，也是一个很模糊的问题。它和输配电业务是有一定关系的。毕竟它可以帮我们输配电业务做服务，比如说现在电力系统中还有很多的无功补偿设备，这些无功补偿设备实际上也是为输配电安全做服务的。完全跟输配电相关吗？好像也不是。毕竟这个储能，你可以把它当做负荷，也可以把它当做电源。
第三个问题就是合理性原则。电网公司在投资相关输配电项目。并且需要把相关输配电项目计入输配电价的时候，有一个很重要的原则，就是这些项目是不是合理的。比如说电网公司投一个变电站，毫无疑问，变电站是为输配电做服务的。但是这里叠加一个合理性的问题。比如说这个地区在五年之内没有负荷，那么咱们去建设一个变电站，它可能就不合理，没有必要性。
在这一次的输配电价改革以后，提出了重要的《关于输配电价定价成本的监审办法》，在做针对输配电业务投资的时候，就去约束电网公司，制定这些成本措施，最主要的一个目的，其实也是为了约束电网公司的无效投资，并且激励我们电网公司有效投资。
新一版的成本监审办法里面明确提出，电储能设施不能计入到输配电价的定价成本里，这个大家也是很清楚的。所以我花了这么多时间跟大家解释，为什么电网公司投电储能的时候，如果要进入到输配电价里，就会有相关的问题存在？为什么这一版的文件里面，明确把这个提出来？其实就是这么一个背景。
以前没有输配电价这个概念的时候，电网公司也不需要做输配电价成本监审。那么在统购统销的环境下，为了保障整个电力系统的安全稳定运行。那个时候谁来保障电力系统的安全稳定运行呢？也只有电力公司，也没有其他的机构可以做到这一点。
现在明确电网公司，特别是在做电网侧业务的时候，就是做输配电服务的企业。比如说保证电网安全稳定的一些辅助服务的事情，应该让市场去解决，不只是电网公司一家的事情。
三、用户侧现行商业模式面临风险
电改之后，引起电储能相关的第二个问题是什么呢？以前很多专家，很多投资方，很多行业从业者一直讲，现在电储能没有太多的投资收益率，最关键的问题是电力市场机制不完善，无法通过现货市场，无法通过辅助服务市场，去实现它的价值。我们也可以想象一下，假如说这些市场机制都完善了，电储能在市场中的主体定位究竟是什么？这个很关键。既然储能想在电力市场中获得应有的价值，那定位就得很清晰。
《电力中长期交易基本规则》是2016年底的时候发布的。今年年初的时候，也发布了新一版的《电力系统交易基本规则的征求意见稿》，现在还没有发布正式稿。那么在这个文件里面，就定义了我们在整个电力市场中的成员有发电企业、售电公司、电网公司、电力用户、还有电力交易机构、力调度机构和独立辅助服务提供者。
如果按照这几类主体来讲的话，电储能应该归为哪一类呢？当然有人认为可以归为电力用户，作为用户负荷的一类。但是也有人认为，可以作为发电企业的一类。还有人认为，可以作为独立服务者的一类。甚至刚才谈到电网公司投储能的时候，想通过计入输配电价的模式，其实想把它计入到电网企业一类。所以这就很关键，既然电储能想在市场中，获得我们的价值认可，那么对我们的定位是什么，就很关键。
假如没有电改，我们现在会是一个什么样的环境。大家可以回想一下2015年以前，还没有新一轮电改以前，那个时候用户电价都算在目录电价。一定周期内，给用户核定一个目录电价。那个时候也不用核定输配电价，就核定一个目录电价就行了。按照用户的类型，工业、商业，还有居民等等，不同电价等级，核定一个目录电价。
目录定价里面也会有峰谷平电价。为什么会有峰谷平电价呢？其实也是源于我们整个电力系统的技术背景。整个电力系统来讲，它其实最优的一个运行情况是怎样的呢？最优的运行情况，就是说用户负荷基本上是一条稳定的曲线。发电电源、发电功率，跟着用户负荷也是一条稳定的曲线。这样的话，整个电力系统的运行效率其实是最高的。用户利用小时数高，电网侧设备的利用小时数也高，电源的利用小时数也高。这个其实是电力系统最理想的运行状态。
因为用电符合的随机性，就用户来讲，用户负荷的随机性比较难以达到这种状态。现在电力市场建设，需要用市场的价格信号去引导用户去往这条曲线做。如果没有市场怎么办呢？以前我们在目录电价中，引入峰谷平电价去引导用户。希望在高峰电价的时候，让用户少用电。而在低谷电价的时候，让用户多用电。比如说以前很多居民在晚上，特别是上海的很多居民都会在晚上洗衣服，为什么呢？因为那个时候电价比较便宜。这种峰谷平电价，减少了峰谷差的作用，让电力系统能够有一个更好的运营效果。
在这种情况下，用户储能投资的盈利模式是很清晰的。因为有一个稳定的目录电价条件。然后用户的用电特性也是相对比较清晰。用户侧储能的时候，其实也是前几年，大多数用户侧储能投资的模式，就是低谷或者平段的时候，吸收电力。高峰的时候，向用户输送电力。这是常用的用户侧储能的一种模式。
在电改以后，已经取消了目录电价。当然很多地方还没有取消，但这是一个趋势。就是要全面放开经营性电量，这是文件里面反复强调的。所谓的经营性电量，就是所有的非保底用户，比如说居民，医院，学校这种非保底用户，都是属于经营性用户。这种电量是要全面放开的，放开之后，它的电价模式也放开了。
比如说以前12点是高峰，晚上12点是低谷。在以后任何一个时间段，都有可能出现高峰和低谷的电价，它是随着市场而波动的。储能面临跟以前不一样的市场环境。不能在一个稳定的边界条件的模型下，去分析储能的高峰电价是多少，低谷电价是多少。高峰电价的时段能有多少，低谷电价的时段能有多少。
用户侧储能一直以来都有一个风险存在，就是说我们这个目录电价什么时候取消？什么时候放开？比如说今年我们在投用户侧储能项目的时候，是按照目录电价去做的，比如说10千伏的工商业的目录电价去做的。那么能保证明年的时候依然是这个目录电价吗？或者后年的时候。这样的话，可能在投资分析的时候，财务分析的边界条件，跟实际是发生了比较大的变化。这其实也是用户侧储能在电改，把经营性电量放开以后，会面临着投资回收的风险。
四、储能未来的六大应用场景
整个电改要建设电力市场除了电能量交易以外，还有一个很重要的辅助服务市场，辅助服务实际上是为了保证电力系统能够安全稳定运行的一个必要措施。当然这里面典型的辅助服务，中国的辅助服务主要就是调峰和调频；可能国外的辅助服务里面没有调峰，因为含在现货市场电能量交易里面。
在电改以前，电源侧去怎么解决这些事呢？当时各个地方出了两个细则，去考核电源有没有能够满足整个电力系统安全稳定要求的，提供辅助服务的这么一个措施。有的话可能就奖励，没有的话可能就惩罚。总体来讲是电源内部的自我平衡，但是电改以后可能就不一样了。将来就不是两个细则去考核电源侧储能，而是辅助服务市场的规则去考核。
前几年看了一个很有趣的现象是什么呢？就是很多火电厂通过配制储能，参与调频，获得比较大的盈利。这也是源于当时的政策背景。就是说某些地方的两个细则里面，对于火电厂参与调频有比较好的政策优势。但是这种政策优势会随着两个细则的变化，或者说将来辅助服务市场进一步完善而消失的。所以对于传统火电参与辅助服务市场的时候，电源侧储能的作用就发生变化了。
我讲了这么多电储能跟以前不一样的变化，是不是意味着以后电储能投资就没有好的机会呢？我觉得恰恰相反。正因为电改，以及电力市场进一步完善，那么储能就有了更多的发挥空间，我这里主要列举了六个有效的应用场景。
第一个是新能源电站配套储能。前段时间有一个新闻，就是湖南要求一些新能源配置一定规模的储能，也在行业里面引起广泛的讨论。但是我也看过相关的报道。有些报道里面提到，电力系统的一些资深人士，觉得新能源电站必须配储能，不配储能，新能源出力会有波动性。所以从技术角度而言，新能源电站必须得配储能，让整个电力系统更加的安全稳定，这是你的义务。
这个新能源电站的确有它的劣势存在，就是出力不稳定，不能够对电力系统的安全稳定产生很好的帮助，可能还会产生坏的影响。但是这种问题，可以通过其他的模式解决。即便现在没有完善的电力市场和辅助服务市场，仍然可以有其他的一些，比如两个细则，其他的模式去解决。是不是一定要配置储能，这个是有争议的。
当然在相关的报道里面，也提到了新能源电站自己的一些看法。这种看法是新能源电站自己投资收益不高，再配储能的话，投资收益更低。所以从投资收益角度上讲，也不能让配置储能。所以我觉得这两种观点，其实都不完全正确。
假如没有电改，新能源配制储能很有可能成为以前新能源配置SVG一样的强制性的技术要求。因为没有其他的市场规则去约束它，为了保证电力系统安全运行，可能会要求新能源电站配置一定规模的储能，这个是符合以前的习惯。但是电改以后，这个习惯可能就发生变化了。新能源的变动的确会对电力系统的安全稳定运行产生影响。但是这种波动的话，它可以通过辅助服务市场去解决。至于这个辅助服务，是由新能源通过自己的技术改造，还是说加储能去解决还是通过辅助服务市场购买去解决，这个是新能源主体自己主动采取的措施。
新能源电站配不配置储能，不是取决于新能源电站自己的投资收益有没有达到你的理想状态，同时也不是取决于新能源电站一定给电力系统造成了不良影响，必须得配储能。而是应该有一套客观的规则存在，让他主动去配置或者不配置储能。而这套规则是什么呢？就是正在建设的成熟的市场机制。
市场机制成熟以后，特别是辅助服务市场机制成熟以后，一些新能源电站在这种情况下面，如果在市场机制下面，新能源电站不通过储能的模式，可能会让我们的电力效益在市场中处于一个比较劣势的地位，换句话说就是赚不到钱。相反我们配置储能以后，新能源电站能够在市场里面赚到钱。而这个时候，新能源电站自然而然就有一种主动配置储能的行为。而这个时候，也不会有任何人去诟病，是不是强制新能源电站配置储能这个事情。
第二个有效场景是用户侧。用户侧永远会是储能的一个有效应用场景。即便是我们的峰谷价差取消，这个用户仍然是一个有效场景。但是这个时候，就像我刚才跟大家讨论的问题一样，储能在里面的主体身份到底是什么呢？是按照用户去考虑，还是按照其他去考虑呢？这个其实是不一样的。哪里不一样呢？如果只是用户来讲的话，那其实蛮简单，它就放在一个用户里边，作为用户配套的一部分，作为用户负荷的一部分，去做这个事。
但是大多数用户，特别是工商业的用户，在未来的市场里面，是不可能时时参与到市场里面做交易的，用户只作为零售端去用电。这样的话，跟用户配套的储能，它最大的作用其实是反应到批发市场里面去互动，去产生成本最低的这么一种效果。因为用户不去互动，我只是零售侧。那用户侧在这儿其实是有一定矛盾的。
这个时候，售电公司会去帮用户配置储能。在市场价格比较高的时候，给售电公司签约的零售用户，不用市场的电，去用用户侧的储能。这个模式是可以，没问题，很理想。但是有一个问题是什么呢？就是售电公司跟用户签约，不会是长期行为。可能有些用户就是一年一签。在这种情况下，储能是不是还要跟着签约用户走呢？比如说今年签的A用户，在A用户这儿推储能。明年签约B用户，就把A用户的储能移到B用户。所以这也是将来售电公司利用储能，发挥市场优势的时候需要考虑的问题。这个储能到底放在哪里？因为你要放在其他地方，当你要给用户的时候，就会涉及到过网的问题，那过网费怎么算？这个其实也很关键。
其实现在的售电公司也是分几类的。刚才跟大家谈到的，可能是属于第三类售电公司，就是去市场上买电，然后卖给用户。为了减少电力市场波动的风险，通过在用户侧配置储能，去达到这个目的。但是这类售电公司最大的问题是，储能是不是一定要跟着用户走？在不同的用户之间能不能进行调置，这是一个很重要的问题。
第二类售电公司的优势很明显，就是拥有配电网应用权的售电公司。这类售电公司的话，在整个增量配电网区域配置储能的话，就完全能够解决刚才所说的问题。在一部分用户配置储能的情况下，他的储能可以调置给另外一部分用户用。只要是在同一个售电公司的区域里就行。因为在自己的配电区域，所以相关的固网费结算也有优势，不会像第三类售电公司那么复杂。
用户侧储能还有一种模式是什么呢？就是第三方辅助服务主体去做。在目前的市场规则下面，的确也是允许有第三方辅助服务主体存在的。只是说在实际开展的时候，和第三方辅助服务主体某些地方的落实，还不是很到位，但是的确是允许的。这个时候用户侧的第三方辅助服务主体，去做用户侧储能的事情，其实他就可以干更多的事。不只是帮助用户自己本身去削峰填谷，甚至参与到辅助服务市场，都是可以的。那个将来也是在用户侧储能在市场机制进一步完善以后，站在不同的主体身份，需要去考虑它的一种应用场景。
第三个是布式发电交易配套的储能。电力市场建设，目前来讲主要还是指传统电源，或者大电源之间，跟用户建立的交易，但仍然要经过电网，缴纳电网的输配电价，去进行交易。但是很多局部的，新兴的一些分布式可再生能源的交易。目前来讲，比较难以就近的交易，或者叫隔墙售电。所以前两年国家出台了一个政策，叫分布式发电交易，这个大家应该很清楚。而且也是咱们很多新能源企业都很期待的，能够让分布式发电交易快速推广的一个政策。
在以前的模式下，在一个工商业用户里面，装了一定的分布式光复以后，工商业用这一部分电，没有问题。价格按照工商业电价结算。但是余电来讲，可能就没有优势，只能按照火电标杆上网电价去结算，这样经济性就大打折扣。但是如果有了分布式发电交易，可以跟就近的用户交易，有一定的过网费。因为电网的资产也比较少，所以过网费理论上不会太高，会比较便宜。这样整个项目的经济性就上来了，所以大家都很期待我们的分布式发电交易能够朝着这么一点去走。
但是在相关的规则下，我注意到一个问题，强调的是调度机构去平衡分布式发电交易的不平衡电量。就是说分布式发电电源A和附近的用户B交易，A发了多少电给用户用，其实它只是一种合约上的行为。对于整个技术，电力系统运行没有任何的变化。不会因为有了分布式发电交易，就让局部的电力系统的发展，局部的分布电力发展更加优秀。因为这个时候，从这个用户来讲，不会因为有了这个分布式发电交易去改变我的用电习惯。这个分布式发电电源也一样，能发就发，反正我有一个跟用户的合约，反正这个不平衡的电力，有调度机构自己去平衡。
这样的话，虽然说提升了可再生能源的投资积极性，但是没有对电力系统起到任何的帮助作用。那在整个的电力市场中，从目前来看，会出现一种偏差考核的机制。其实偏差考核本质上，为了约束整个交易，能够朝着我们原定计划去走，去减少我们电力系统的波动，让电力系统更加安全。通过局部的储能配置，让整个发用电曲线匹配，让整个分布式发电交易匹配。
第四个是微电网的储能。很多做储能的会想象一种场景，就是在微电网中的应用。做微电网的也会觉得，储能是微电网的一种必备的场景。在电改以前，咱们的微电网只是作为技术示范的时候，的确是这么回事。需要配储能去满足微电网的基础特征，去实现微电网能够自我平衡，能够孤网运行。但是电改以后，随着大多数的微电网投资朝着商业化方向发展以后，大家不得不考虑一个问题。就是怎样的微电网才是一个比较有商业价值的微电网呢？那么储能在里面到底能不能够发挥它的价值？也就跟以前发生了不一样的变化。
未来得微电网发展，一定要符合市场和用户的需求，或者符合市场和用户的买单需求。用户和市场愿意为他买单。那么这种微电网它才有持续的生命力。如果微电网在孤网运行情况下，储能可以提供安全供电。如果不需要孤网运行，也不需要自我平衡，不够的电可以从市场上买。这个时候储能在里面的作用是什么就很关键。储能这种安全供电的能力，用户是不是接受他？愿意买单呢？
第五个是电网侧储能。目前来讲，电网侧储能在文件里面说，不能进入输配电价，它是有现在的背景存在的。但是我同样也讲了一个观点，我觉得电网侧的储能，也不能严格意义上来说，跟咱们的输配电服务不相关。我举一个很简单的例子，以前做电力规划的时候，特别是配电网规划的时候，我们会发现一些问题。有时候为了满足短时的符合高峰的需要，我们需要去扩建一台主变，这样它有可能非常不经济。如果说我们在变电站里面去上一套储能，不仅可以去发挥这台主变的功效，服务于供配电服务，它还可以可能发挥其他的一些价值比如说无功的价值。
将来能不能把电网侧储能计入到输配电价里呢？我觉得随着监管的更加科学性，以及技术的发展，我觉得这个是有可能的，但需要做好两个事，电网侧储能前期的科研论证，以及事后的监管。
第一个事情是，电网公司在投资想进入输配电价储能的时候，一定要做好可行性研究论证。是不是符合合法性，相关性，合理性的原则，把它阐述清楚。这个电储能设备，是不是跟输配电服务相关？投了电储能，跟投传统的电网，比如说变电站来比的话，有没有更大的技术上，或者经济上的优势？通过这些去支撑电网侧储能项目的合理性。如果有这么一点的话，我觉得电网侧储能进入输配电价，也未尝是不可的。而这种模式，其实也能够激励电网公司，更加有效提升他的投资。
另外一件事情就是监管。虽然事前做了很多工作，但是事后，是不是储能的效果发挥了事前论证的效果呢？的确发挥了应有的功效，而不是把它当做一个电网侧的摆设。
第六个是增量配电网里面的储能。增量配电网公司，它也是电网公司。所以这个增量配电网公司在做储能的时候，同样要考虑电网侧储能相关的一些问题，包括刚刚谈到的一些问题。另外，因为增量配电网这个主体是一个特殊的主体。它其实是用来做综合能源服务一种很好的模式。在这种情况下，增量配电网里面储能的功效，可能就不仅仅是电网侧储能的功效了，它可能还有用户侧储能的功效，还能做辅助服务，还能够为第二类售电公司参与减少市场风险的功效等等。
未来的储能在电改的背景下，在电力工程投资严格监管的趋势下，这六个场景就是我给大家提出的可能有效的场景。
