分布式储能发展的国际政策与市场规则分析

1 分布式储能补贴与激励政策

1.1 美国加州的自发电激励计划

2001年启动的自发电激励计划（self-generation incentive program，SGIP）是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。该计划用于鼓励用户侧分布式发电，包括风电、燃料电池、内燃机、光伏等多个技术类型。自2011年起，SGIP将储能纳入支持范围，并给予2美元/W的补贴支持。在将储能纳入补贴范围的8年间，SGIP经历了多次调整和修改。在2016年5月修订的SGIP中，补贴不再采用以系统功率（“W”）为标准、按照每年固定金额的方式进行支付，而是依据规划容量的完成情况，同时考虑储能成本的下降以及项目经济性核算，对项目的容量（“W·h”）进行补贴。在2017年12月发布的第六版SGIP手册中，激励计划针对储能增加预算，为储能分配了整个计划80%的资金量，并将13%的储能资金用于支持10 kW及以下的居民储能项目。2018年8月，加利福尼亚州议会通过SB700法案，将SGIP计划的截止日期延长至2026年，用于持续激励更多分布式储能项目的建设[1]。新的SGIP补贴标准如表1所示。

表12017版SGIP手册中五轮补贴发放的补贴标准

Table 1The incentive rates across five steps in 2017 SGIP Guide Book

按照规定，储能补贴的总资金分为五轮发放，第一轮补贴的标准为50美分/（W·h），第二轮补贴标准降低10美分/（W·h），之后的补贴标准逐步降低5美分/（W·h）。储能系统可获得的补贴等于系统容量（W·h）与所在轮数的补贴标准的乘积。例如某套储能系统没赶上第一轮申请，但成功的进入了第二轮申请，那么其补贴标准按照40美分/（W·h）执行。补贴除了跟资金处于发放的轮数有关，还随着系统时长的增加而阶梯式降低，也随着系统容量的增加而阶梯式降低。如表2、表3所示。

表2不同储能系统时长对应的补贴标准

Table 2Incentive rates for different storage durations

表3不同储能容量对应的补贴标准

Table 3Incentive rates for different storage capacity

同时考虑时长和容量时，补贴标准是表2和表3相结合的结果，即为表4。当一套储能系统的时长超过2个小时，容量超过2 MW·h时，就需要按照表4进行补贴计算。下面选取两个案例针对不同时长、容量的储能补贴计算方法进行说明。

表4不同储能时长和容量同时对应的补贴标准

Table 4Incentive rates for both different storage durations and capacities

案例一：以一套4小时、100 kW的储能系统为例。该系统处于第一轮补贴中，且没有获得ITC补贴，因此，其SGIP补贴基准为0.5美元/（W·h）。

从容量的维度来看，该系统的容量400 kW·h，处于0～2 MW·h范围之间，因此，从容量来看，该系统可以采用100%补贴标准进行计算。

从时长的维度来看，该系统的时长4小时，需要分为两个时长阶梯，即0～2小时和2～4小时，前者可按照100%的补贴基准计算，后者需要按照50%的补贴基准计算。

因此，总补贴为两个阶梯时长分别获得的补贴，即为：2小时*100 kW*0.5美元/（W·h）+2小时*100kW*0.5美元/（W·h） *50%=150000美元。

案例二：以一套2小时、2 MW的储能系统为例，该系统处于第一轮补贴中，且没有获得ITC补贴，因此，其SGIP补贴基准为0.5美元/（W·h）。

从时长的维度来看，该系统的时长2小时，该系统可以采用100%补贴标准进行计算。

从容量的维度来看，该系统的容量4 MW·h，分为两个容量阶梯，即0～2 MW·h和2～4 MW·h，按照表4，时长2小时且对应0～2 MW·h和2～4 MW·h的补贴标准分别为基准标准的100%和50%。因此，总补贴为两个容量阶梯分别获得的补贴，即为：2000 kW·h*0.5 美元/（W·h）+2000 kW·h *0.5 美元/（W·h）*50%=1500000美元。SGIP是加州乃至整个美国用户侧储能应用最具影响力的政策，其价值点体现在多个方面：

首先，采用分阶段初投资补贴方式予以支持，避免“后补贴”方式影响投资积极性。

第二，不对纳入补贴范围的技术类型进行限制，但运行中要达到技术指标要求，确保了技术的成熟度和项目运行的稳定性。

第三，非一次性支付，项目建设完成并通过验收可获得50%的补贴，其余50%的补贴将按照每年的运行效果（商业储能系统每年必须至少完成130次满放，家用储能系统每年必须至少完成52次满放）进行支付。只有在项目全年的充放电数据都收集齐并提交之后，每年按效果付费的补贴才会发放，项目一般在5年内收到全部补贴资金。这种按效果补贴的方式保证了政府资金使用的科学性和合理性，一定程度规避骗补行为。最后，设定补贴上限，避免以获取巨额补贴为目的建设储能项目。

图12011—2019年7月期间SGIP补贴的储能项目数量和金额

Fig.1The number and amount of ES projects subsidized by SGIP from 2011 to July 2019

图22011—2019年7月间各储能厂商累计获得的补贴金额

Fig.2Cumulative amount of subsidies received by ES manufacturers from 2011 to July 2019

从执行效果来看，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的全球储能项目数据库，将分布式储能纳入补贴范围开始至2019年7月期间，SGIP处于补贴流程中以及已经获得全额补贴的储能项目数（不包含取消的）达到了13156个。其中，近6281个储能项目已经获得了SGIP的全额补贴支付。从申请SGIP补贴的储能设备厂商来看，特斯拉、LG化学、Stem Inc、CODA Energy等企业获得补贴的项目数量、能量规模和金额都位居前列。尤其是特斯拉，其与美国Solarcity Inc等合作方开展的6348个储能项目，获得的补贴资金额（包括预留补贴资金、正处于补贴流程中以及补贴完成）达到2.2亿美元。Stem Inc，特斯拉，Greege Network等开展用户侧储能项目的公司大多为其用户侧项目申请了该补贴，以缩短其项目投资回收期。根据估算，在用户侧储能项目的头五年收益中，SGIP补贴收益占到总收益的40%～50%，没有SGIP，加州表后储能项目不可能发展起来。

1.2 德国的分布式光储补贴政策

图3德国近5年来用户侧储能设备数量的增长情况

Fig. 3The installation growth of behind of meter energy storage devices in Germany during past five years[4]

从政策执行效果来看，分布式光储补贴已经推动德国成为全球最大的户用储能市场之一。2013年，德国家用和商业用储能系统还不足1万套，到2018年底，这一数字已经增长至12万套，其中，绝大部分来自户用储能，此外，商业储能系统的安装量也在不断增长。由于工业用户不在德国的光储补贴政策的补贴范围内，所以目前工业用户中储能的安装量还不多[5]。根据德国贸易促进署的研究，随着光伏系统与电池的成本下降，光储应用的步伐加快，截止到2020年底，德国还将以每年超过5万套的速度持续安装用户侧储能系统，并在2020年突破20万套储能系统的安装量。德国联邦政府设计光储补贴政策的初衷是为了帮助分布式储能进入市场、降低储能技术成本、促进储能的商业化应用。从目前的市场表现来看，这一目标已经实现。

1.3 其他国家/地区的分布式储能补贴政策

在加州自发电激励计划和德国分布式储能补贴政策的带动下，美国的纽约州、佛罗里达州、亚利桑那州、夏威夷州等州，欧洲的瑞典、捷克、意大利、奥地利等国家，以及澳大利亚的部分州也都相继发布了针对储能的补贴计划[6,7,8,9,10,11,12]。这些国家的政策汇总至表6。

表5德国光储补贴政策一览[3]

Table 5Germany’s solar+battery storage subsidies[3]

表6部分国家/地区发布的分布式储能补贴政策

Table 6Distributed energy storage subsidy policies issued by some ries/regions

从表6可以总结出，这些政策通常具备以下特点：①从支持用户安装“分布式光伏+储能”最大化自发自用或支持独立的家庭储能系统的角度，对储能系统进行补贴；②采取提供“初装补贴”的方式，帮助减轻用户在购买、租赁、安装储能系统阶段所承担的初始投资压力；③每套储能系统的补贴额度在初始投资成本的30%～60%之间。④通常对储能系统的循环寿命或质保有7年以上的要求。从这些政策执行效果来看，都一定程度的刺激了本地分布式储能市场的发展。尤其是澳大利亚，多个州出台了分布式储能激励政策。在政策的驱动下，截至2017年底，澳大利亚户用电池储能系统的累计安装量达到28000套，新增了20789套户用电池储能系统，新增量是2016年（6750套）的三倍之多，12%的新增户用光伏家庭（172000个）都安装了电池储能系统，覆盖新南威尔士州、昆士兰州、维多利亚州和南澳等地区。根据CSIRO/AEMO的预测，随着电池成本和光伏上 电价的持续走低，家庭用户对于安装光储系统进行电力自发自用进而节省电费支出的需求将日益强劲，到2025年，澳大利亚预计将安装20万套家用电池，累计安装规模达到1 GW[13]。值得注意的是，日本从2012年起就对锂离子电池给予连续多轮补贴，尽管其政策的影响力在国际上弱于美国加州SGIP政策和德国光储补贴政策，但日本持续性的补贴政策不仅推动了日本本土锂离子电池技术的快速成熟与应用，提升了本国电力用户的灾备能力，也带动了日本锂离子电池厂商快速提升其在全球的竞争力。

2 关于分布式储能聚合参与批发电力市场的规则修改

相关补贴或激励政策在某种程度上可被视为“启动”了分布式储能市场，而之后分布式储能项目能否获得持续性发展则需要电力市场的支撑。目前美国、英国、德国、澳大利亚等国家的市场规则制定者均在积极探索分布式储能参与批发电力市场的模式与机制，为国际上其他分布式储能市场修改相关市场规则提供借鉴。

2.1 美国

在消除储能和分布式能源参与电力市场障碍方面，美国从技术和电力市场规则两方面着手进行解决。在技术方面，美国能源部推出“分布式能源系统 络优化计划”（the network optimized distributed energy systems program，NODES），对虚拟储能资源的 络化应用给予资金支持，开发能够灵活调控并优化储能等分布式能源应用的系统，以提升电 稳定接纳分布式能源的水平，同时保证用户用电质量不受影响。在电力市场规则方面，FERC先后于2013年发布792号法令简化小型发电设备的并 流程，2015年发布745号法令允许消费端能源产品和服务参与批发电力市场，2016年开始就储能与分布式能源参与电力市场方面的规则进行建议征集和全面修改[14]。以下是关于这些电力市场规则的详细内容。

（1）2013年11月，美国联邦能源管理委员会（FERC）发布792号法令[15]，为包括储能在内的小型发电设备简化并 流程。在政策制定期间，FERC举行了一次研讨会，专门解决储能装置是否能被定义为小型发电设备（依照并 规程和协议能够发电的设备）的问题。最终792号法令将小型发电设备定义为：并入电 后，能够发电/存储电力、最大输出功率不大于20 MW的设备。重新定义的小型发电设施包括储能技术，对储能未来的应用奠定了基础，为储能以何种身份、流程并入FERC管辖的电 指明了道路。

（2）2015年12月，美国最高法院对745号法令进行了修订[16]，允许包括需求响应在内的消费端能源产品和服务参与批发电力市场，并且可以获得与传统发电资源相同的补偿。法案的修订一方面使得工商业和居民用户端应用的新型能源技术可以获得更多 酬，激发光伏、储能、能源管控等消费侧能源技术市场的快速发展。另一方面增强了需求响应、分布式发电、储能等用户侧需求响应资源相对于传统化石燃料和集中式发电站的竞争力，推动了电力价格的下降。

（3）2016年，加利福尼亚独立系统运营商（CAISO） 、宾州-新泽西-马里兰州际联合电力系统运营商（PJM）、纽约独立系统运营商MYISO纷纷向FERC提出建议，申请修改其市场规则，推动分布式能源聚合参与电力市场交易。为了响应这些提案，2016年11月，FERC发布了市场规则修改建议公告[17]，针对如何消除电储能和分布式能源聚合参与批发电力的障碍提出建议。公告首先明确了电储能的定义，即“电储能指存储来自电 的电力、稍后再送电给电 的各种储能技术，包含电池、飞轮、压缩空气储能、抽水蓄能等，且该定义与容量大小无关，与其在电力系统中的安装位置也无关。”针对分布式能源聚合，FERC提出要求每个RTO/ISO都明确分布式能源聚合商的定义，并将其作为一类市场参与者，能够在现有的模式下参与到批发电力市场中。公告还从分布式能源聚合参与电力市场的资格、安装位置、容量要求、参与方之间的协调、协议等方面提出的建议，见表7。

表7FERC关于分布式资源聚合如何参与电力市场的规则修改建议[17]

Table 7FERC/s suggestions on how distributed energy storage aggragation participate in electricity market[17]

（3）2018年2月，FERC发布841法令的草案‘Final Rule on Electric Storage Resource Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organisations, or RTOs, and Independent System Operators, or ISOs’[17]，正式要求RTOs和ISOs建立相关的批发电力市场的模式、市场规则，包括储能技术参数，参与市场的规模要求以及资格等，以使储能可以参与RTOs/ISOs运营的所有电力市场。针对市场参与模式、市场规则的建立，FERC提出了四项标准：①在该模式下，储能资源必须能够合法地在RTOs/ISOs市场（包括容量，能量和辅助服务市场）中提供所有其具备技术能力的服务；②电 运营商必须能够调度储能资源，且储能资源能够以买方和卖方的身份按照电力批发市场的节点边际电价来结算；③储能的物理属性和运行特性必须通过竞标指标或其他方式被考虑计入；④规模大于100 kW的储能资源必须具备参与市场的法定资格（但是RTOs/ISOs可以设置一个更低的门槛）。同时FERC启动新的规则制定程序，针对分布式资源聚合公开征求建议。2018年4月，FERC召开分布式能源技术讨论会[18]，针对分布式能源聚合的位置要求、分布式能源的互联与电 接入、位于多个 络节点的分布式能源聚合的可行性、针对同一个服务的双重补偿、分布式能源的数据及建模，联邦与州监管机构的监管界限的明确以及各主体之间，包括RTO/ISO，分布式能源聚合商和配 公用事业等之间的协调等问题展开了讨论。此次会议后， FERC收到了超过50多份意见与建议，截止到本篇文章完稿之际，FERC还处于吸收与评估这些建议并制定下一步工作计划的阶段。

2.2 英国

与美国FERC发布的一系列法案不同，英国能源监管机构英国燃气与电力办公室和英国商务、能源和工业战略部于2017年7月发布的“英国智能灵活能源系统发展战略”（以下简称“战略”）[19]，主要从“消除储能发展障碍”、“构建智能能源的市场机制和商业模式”、“建立灵活性电力市场机制”三个方面入手推动英国构建智能灵活能源系统，并制定了推动储能发展的一系列行动方案，是推动储能参与电力市场并解决英国电力系统面临问题的最主要的纲领性文件。为进一步降低储能等灵活性资源参与市场的门槛，“战略”提出，政府应当简化对于储能和需求响应设备的准入和管理要求，允许需求响应提供方转移资产设备，允许其从容量市场和辅助服务市场获取叠加收益。在“战略”发布后不久，大批储能项目参与电力市场的重心集中到了容量市场和辅助服务市场中。而随着2017年12月，英国商务、能源与工业战略部和英国国家电 发布 告[20]，针对T-4的容量拍卖，将时长半小时的电池储能的降级因数（De-rating factor）从先前设定的96%降低至17.89%；针对T-1的容量拍卖，将半小时的电池储能降级因数降低至21.34%，时长少于4个小时的储能系统从容量市场中能够获得的收益减少，应用方向也从容量市场迅速转到批发市场、平衡市场等可以通过能量套利获取收益的市场中。针对这一市场变化，为了消除分布式储能等负荷侧资源参与平衡市场的障碍，2018年5月，英国输电系统运营商国家电 发布的 告[21]，放松平衡市场的准入。该 告提出将创造一类新的市场参与者——虚拟主导方（Virtual Lead Party）和一类新的平衡市场服务供应单元——二次平衡机制单元（secondary balancing mechanism units，SBMU）参与平衡市场。其中，二次平衡机制单元可以是独立的，也可以是聚合的资源，最小规模为1 MW。为了便于实施，未来还将对并 导则进行进一步修改，简化和明确聚合商参与平衡市场的流程。

2.3 德国

德国在“社区储能模式”、“虚拟电厂模式”等方面的探索较早，而在分布式储能参与电力市场方面也暴露过很多制度方面的障碍。近年来，德国也开始尝试通过调整市场规则，为分布式储能参与电力市场提供便利，其中影响较大的是德国联邦电 管理局对二次调频和三次调频的竞价时间和最低投标规模进行的调整。针对竞价时间，自2018年7月起，二次调频和三次调频的竞价时间由每周改为每日进行。同时，其供应时间段也由原来的“每天2段、每段12小时”，改为“每天6段，每段4小时”。竞价在交付日的前一周上午十点开始，在交付日前一日的上午八点结束。针对最低投标规模，自2018年7月起，经联邦电 管理局许可的小型供应商有机会提供低于5 MW（原先要求的最小规模）的二次调频和分钟调频服务，如1 MW、2 MW、3 MW等，前提是该供应商在每个调频区域、每个供应时间段，针对每个调频产品，只能以单一竞价单元参与 价，以防止大储能电站拆分成小单元参与竞价[23]。这些规则修改能够让可再生能源设备、需求侧管理系统、电池储能设备等装机功率较小的运营商有机会进入辅助服务市场，每天的竞价和更短的服务供应窗口允许可用的储能容量参与更多目标市场，能够更有效的激发聚合的储能容量获得收益叠加。

2.4 澳大利亚

3 总结

脚注

1. 降级因数（De-rating factor）反映的是容量市场中不同电源类别的容量可用性。该值越小，在容量市场中的收益越低。

SONG Anqi,WU Lihui,LIU Cheng,et al.Analysis of global distributed energy storage development policies and market rules[J].Energy Storage Science and Technology,2020,09(01):306-316.