咋整？既鼓励电网侧储能，又不让进输配电监审成本

今早一起床，就发现电力圈子爆棚了，大家争先恐后的转发发改委和能源局联合下发的文件《关于推进电力源网储荷一体化和多能互补发展的指导意见》，指导意见本身有多大的行政约束力，我们先放在一边不讲，但就这个文件本身，向诸位汇报四点感想：

一、大问题

这的确是一个大问题，大到什么程度呢？大到传统的电网峰谷差和夜间多余电力如何消纳；大到如何解决越来越多、不稳定新能源并网所引发的电网不全问题；大到如何实现双碳目标的问题。

二、老问题

这又是一个老问题，老到很久以前就有抽水蓄能电站来承担电力调峰调频，后来又有燃气发电进行调峰调频的补充。最近还在搞火电机组的灵活性改造，以便加大火电机组调峰调频的深度介入能力。当然自2010年国网在张北的那个试点工程就已经拉开了电力储能的帷幕，同年月，南网也做了示范工程。电网公司对电力储能的态度一直是比较积极的，过去的两三年，许继和平高在电网侧也做了不少的储能项目，例如变电站+储能的多站合一。

老问题还在于发改委和能源局过去几年，一直在鼓励储能建设，例如，2016-2017年发改委能源局就发布了多能互补和储能的相关政策文件，连同中央9号文，被Peter同学称之为新一轮电力改革的三驾马车。

三、全生态

按照发改委和能源局的部署，也是行业的共同需求，储能是一个发、输、配、售、用全链条、全生态的事情，电力产业链上每一个环节都有储能，例如，抽水蓄能只在输电环节；相变储能在发电和用电环节；电储能全环节都可以有。

三、储能的投资回报

投资回报是个大问题，尤其在用户侧，储能也经常包含在综合能源项目中，投资主体是电力用户（居民和企业），没有足够的投资回报和安全保证，是不会有人投资的。

这是我最近汇总的，国网南瑞集团的一些综合能源项目案例，从中我们可以看出，比较多的是地源热泵和空气源热泵，储能项目只有一例，这已经说明了储能，在用户侧，还有一个被接受的过程，这个被接受的过程来自于储能系统自身成本的下降，也在很大程度上依赖于电网的峰谷电价差和110kV与10kV的价差。北京、天津、上海等地，峰谷电价差比较小，从投资回报率上看不适合做太多的储能系统，然而江苏省这样的地区，峰谷差就比较大，如果储能的建设成本进一步下降，尤其是磷酸铁锂电池成本的进一步下降，则适合做更多的储能。

四、电网侧储能的尴尬与机会

电网侧包括输电、配电两个环节，配网既链接万千用户，也链接用户侧的新能源和未来储能馈入。电网侧输电和配电环节的储能，包括但不仅限于抽水蓄能、化学（电）储能以及其他的储能形式，是电网公司非常重视的，也是乐于投资的。

但是，发改委能源局出台的输配电价监审政策，又明文规定储能系统不能进入输配电价的准许成本。使得电网公司投资于电网侧的储能，就没有办法通过价格传导而获得投资回报，进而在很大程度上影响了电网公司投资储能项目的积极性。这个问题，在过去的几年里，我一直不得其解，去年忽然间把这事儿想明白了，似乎认识到发改委能源局的这个做法又是很有道理的，感兴趣的读者可以阅读《抽水蓄能、电化学储能为什么不能进入输配电价成本？》。

电力市场辅助服务的想象空间有可能比较大，这算是电力市场深层次改革带来的一种政策性的新模式、新业态，关于储能系统，未来随着建设成本的下降、安全性进一步提高、电网调度与电力交易制度与细则的逐步完善，不管是电源侧、电网侧还是用户侧的储能系统，都可以进行交易赚钱了，前提是投资收益能算得过帐，安全性能得到保障。

现在不很成熟的理解是，电力市场辅助服务应该通过交易的方式进行，交易就需要一个市场，市场里要有足够多的买家，只有这样市场才会有活跃度，玩法才能继续下去。