英國儲能行業監管制度分析

文 | 孫曄 Silke Goldberg 張嘉 Jannis Bille

作者系史密夫斐爾律師事務所合伙人及律師

近年來隨著科技的進步，各種類型的電池和儲能技術得到了長足地發展。高效的儲能技術在社會生活中擁有廣泛的使用場景。就電力工業而言，儲能技術將為太陽能和風能等關鍵可再生能源的發展提供更堅實的基礎。太陽能和風能具有間歇性，其穩定性方面的劣勢一直是制約其大規模發展并全面替代傳統化石燃料的一大阻礙。

在發電項目端，如果能將過剩的電力儲存起來，并在發電中斷時釋放到電網當中，那么發電項目就能夠提供更為穩定的電能輸出，提高其市場競爭力。從電網運營者的角度來看，如果需要面對更大比例的間歇性發電，儲能設施的啟用能夠幫助平衡負載，提高電網的運行效率。從社會整體角度而言，儲能系統能夠減少對額外發電能力的需求，在化石燃料能源仍然發揮重要作用的系統中，將有助于減少化石燃料的消耗和相關的碳排放。

英國在可再生能源發電領域，尤其是海上風電領域，走在世界前列；其電力行業對儲能解決方案的需求尤為強烈。儲能項目作為一個新的基建投資類型引起了業界廣泛的關注和興趣，然而無論是市場業態還是商業模式，英國的儲能業務市場還處于探索階段。相應地，針對儲能業務的法律監管制度也在不斷調整、變化和完善。近年來筆者在協助客戶開展多項英國儲能項目投資的過程中，見證了政策的不斷變化發展及其對行業參與者投資信心和投資決策的影響。

以下我們將從多個角度簡要地介紹英國對于儲能業務的法律監管框架，以及近年來相關制度的變化趨勢。需要注意的是，英國存在兩個獨立的電力市場，分別是：（1）覆蓋英格蘭、蘇格蘭和威爾士地區的大不列顛電力市場，由英國中央政府機構——燃氣和電力市場管理署（Office of Gas and Electricity Markets, Ofgem）監管；（2）覆蓋北愛爾蘭地區和愛爾蘭共和國的“綜合單一電力市場”（Integrated Single Electricity Market, iSEM），由雙邊共同委任的 iSEM委員會監管。本文的介紹僅涉及前者的相關制度和實踐。

基于發電業務的監管體系

在相當長的一段時間，大規模的抽水儲能水電裝置是唯一的工業級儲能形式；相應地，英國在法律制度中一直沒有單獨定義和區分 “儲能”業務，而將其作為“發電”的一種特別形態。Ofgem也在2018年12月明確表示，考慮到儲能項目和發電項目具有相似的特性，且兩者在向電網輸出電力的功能類似，因此儲能項目應當適用發電業務的監管框架。

然而隨著新的儲能技術、新的項目形態不斷涌現，英國政府和業界都意識到兩方面的問題，一是現有制度體系下對于“儲能”項目沒有明確定義，因此，規則的適用有模糊和不確定之處；二是全盤適用“發電”監管體系可能對儲能行業造成不必要的限制和負擔。這兩方面相互交叉的問題在很大程度上抑制了投資人對投資儲能行業的積極性，阻礙了產業的發展。

針對上述情況，自2016年以來，英國政府和英國國家電網開始系統性地審視儲能業務的特性，在監管制度和電網運行規則等多個方面有針對性地推出更新的或獨立適用的監管規則。

牌照制度

如前所述，Ofgem明確表態發電行業的監管規則適用于儲能項目，后續推動《2004年電力法》的修訂已從議會立法層面明確這一基本原則。2017年以來，Ofgem經過多輪的公開征求意見，已在發電牌照的標準條款行文中納入了“儲能”業務的相關表述。

在現有的發電業務牌照制度下，50MW以下的發電項目無需發電牌照，而50MW及以上的發電項目需要向Ofgem申請牌照。業界普遍的共識是50MW的門檻實質上限制了儲能項目的投資規模并降低了投資人對儲能項目的投資意愿，原因在于：（一）獲取發電牌照后所受到的監管限制（牌照標準條款等）與這一規模的儲能項目的特質并不匹配；（二）獲取發電牌照后，儲能項目必須加入一系列的行業技術規范和結算體系，這些技術規范和結算體系并不完全適用于儲能項目的特點，但是會帶來額外的合規和運營成本。因此，實踐中有不少投資人將相對較大規模的儲能項目分成若干個小于50MW的子項目；但這種做法在一定程度上犧牲了項目的經濟性，增加了項目投資和運營成本。

針對上述困境，業界曾經普遍呼吁引入單獨的“儲能牌照”制度，以更好地適應儲能業務的特點，然而，Ofgem在2018年12月的表態否認了這一監管路線。未來在發電牌照框架下針對儲能類項目是否會有特別的適用規則，也有待Ofgem的進一步明確。

規劃許可制度

在英國現有的規劃許可制度下，任何50MW及以上的發電項目（包括儲能）均被納入到國家重大基礎設施項目（Nationally Significant Infrastructure Project，NSIP）范疇，進而其規劃需要在中央政府層面進行評估，并獲得內閣部長的批準；50MW以下的發電項目則落入城鄉規劃法（Town and Country Planning Act，TCPA）的常規范疇，并由地方政府進行規劃審批。

NSIP審批制度的設計初衷是為影響國計民生的重大基礎設施項目提供一站式的規劃審批；獲得該審批后，項目落地的確定性非常高，但是審批過程相對冗長（最長達18個月），合規成本也相對較高。業界普遍認為儲能項目對其周邊環境的影響相較于傳統發電項目顯著較低，以50MW為限納入NSIP規劃制度的必要性相對較低，并且該規劃審批制度嚴重影響了儲能項目的投資規模和投資人的投資意愿。

經過兩輪公開征求意見，英國商業、能源與工業戰略部（Department for Business,Energy & Industrial Strategy，BEIS）在2020年7月發布了新的政策文件，宣布將改變現有規劃審批規則，將所有形式、所有規模的儲能項目均納入常規的城鄉規劃法審批范疇，由地方政府進行規劃審批，而不再適用NSIP制度。

上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水儲能項目，由于其規劃將帶來的影響與水電項目類似，因此，仍然在NSIP制度下進行規劃審批。BEIS已明確宣布在議會立法層面推動上述規劃制度變革的落地，但目前尚無明確的立法時間表。

針對電網運營商的限制

基于其業務性質和業務需求，輸電系統運營商（TSOs）與配電網絡運營商（DNOs）（下文對兩者合稱“電網運營商”）對于儲能設施的發展有著天然的興趣；他們也有相對充裕的資金來進行儲能項目的投資。然而電網運營商參與儲能項目的投資和運營卻面臨著兩大監管障礙。

一、在投資和所有權方面，歐盟層面的場網分離規則（unbundling rules）要求所有的電網運營商必須將其電網運營職能與發電項目的所有權進行分離。由于儲能項目也被視為發電項目的一類，因此在現有規則體系下電網運營商將無法對儲能項目進行投資。

二、在運營層面，針對配電網絡運營商，2018年12月，Ofgem通過引入“配電網絡運營牌照”標準條款31D和43B，明確限制了配電網絡運營商參與發電（包括儲能）項目的運營，且該項禁令同等適用于50MW以下不需要授予發電牌照的發電和儲能業務。Ofgem的主要關切點在于配電網絡運營商可以基于其市場壟斷地位，獲取其他市場參與者（即其他儲能業務運營方）無法獲得的信息，從而獲得不公平的市場競爭優勢。

上述限制有三類例外，包括（1）除不列顛本島以外的島嶼內部電力系統；（2）已經獲批擁有（為保證電網穩定運行的）有限發電能力的配電網絡運營商；（3）其他Ofgem給與特別例外審批的情況。此外，配電網絡運營商的經營活動還有以下進一步的限制：（1）其非配電業務的收入不得高于其年度總收入的2.5%；（2）其向非配電業務的投資總額不得超過已發行股本、股份溢價和資本公積總和的2.5%。

值得一提的是，上述禁令只載于配電網絡運營商的標準條款行文中，并不適用于輸電系統運營商，且輸電系統運營商的牌照條款尚未進行對應的更新，因此，監管層面存在一個灰色地帶，即輸電系統運營商或許可以運營50MW以下的儲能項目。然而，Ofgem在2017年9月公開征求意見的政策性文件中曾經表示，場網分離規則針對的是業務性質，不能認為小規模的發電業務在發電牌照監管水平以下，就可以由輸電系統運營商投資運營。因此，我們預計在后續的法規更新過程中，輸電牌照標準條款會有類似配電牌照標準條款31D和43B的更新。

電網系統費用

在英國，接入電力系統的市場參與者需要繳納一系列的電網系統費用，包括輸電網絡系統使用費（Transmission Network Use of System， TNUoS）、平衡服務系統使用費（Balancing Services Use of System，BSUoS）、配電系統使用費（Distribution Use of System，DUoS）和剩余費用（Residual Charges）等。

在既有的系統收費制度下，儲能項目既要在入口端（充電過程）繳納系統費用，也要在出口端（放電過程）繳納系統費用，面臨雙重付費的情況。Ofgem和市場參與者均意識到該等雙重付費的情況讓儲能項目比一般發電項目承受了更大的系統費用負擔，扭曲了市場競爭關系，造成了不公平的市場競爭地位。自2017年前后起，行業參與者和政府部門在這一領域的專項研究和政策建議已經逐步落地；改革的方向和共識較為明確，即儲能項目未來將只針對出口端（放電過程）繳納系統費用，而不再就充電過程繳費。

政府補貼

英國有數項針對低碳發電的補貼政策，包括氣候變化費（Climate Change Levy, CCL）、可再生能源義務（Renewable Obligation,RO）、上網電價（Feed in Tariffs,FIT）、差值合同（Contract for Difference, CfD）等。各項制度在初始立法時均沒有考慮儲能項目的存在，其是否適用、以及如何適用于儲能項目需要在相關規則項下進行明確。

CCL是在商業用戶或公共事業用戶消耗電力時收取的費用。在充電環節，儲能項目在滿足特定條件情況下，可以比照發電項目享受費用減免，但是在放電環節仍然需要在特定條件情況下向最終用戶收取CCL。

針對已經獲得RO和FIT補貼的發電項目，如果項目業主希望在站內加裝附屬儲能設施（co-located storage），則視同對發電項目本身進行變更，需要將相關事項通知Ofgem。Ofgem會按照相關規則進行個案評估，以確定改造后的設施是否仍然可以享受RO或FIT補貼。

CfD類補貼的標準合同條款明確規定相關發電項目不得自行使用儲能設施，但是允許相關發電項目與第三方獨立參與電網平衡機制的儲能項目在一定限度內進行協作。

參與容量市場

容量市場（Capacity Market）制度是英國政府為了鼓勵發電環節投資、保障電網系統穩定推出的一項舉措。政府通過招標流程，提前四年（T-4 合同）、三年（T-3合同）或一年（T-1 合同）就相關年度的容量響應進行招標；發電項目、儲能項目以及具備需求彈性的電力用戶企業均可以參與投標。中標者在相關年度內承諾在用電高峰期響應國家電網公司的容量調度需求，并就此按月獲得固定收入。對于已投產項目，容量市場合同的期限通常為1年期，對于新投資項目，期限可以長達15年。容量市場合同是儲能項目重要的收入來源之一。

2018年11月，歐洲法院裁定“容量市場”合同可能屬于違反歐盟法律的國家補貼行為，導致該類合同一度被暫停執行。2019年10月，歐盟委員會正式裁定該類合同不違反歐盟法律，此后“容量市場”制度在英國市場得以繼續執行。

在容量合同制度下，自2017年12月起，英國政府針對不同技術路線的儲能項目設定了不同的技術規格要求和結算指標，充放周期更長的儲能項目將獲得更高的收入回報。

2020年5月，BEIS發布了關于容量市場制度的最新政策性文件，其中的主要變化之一是加入了對碳排放量的限制，這意味著高排放的化石能源發電項目參與容量市場合同的競標將受到限制，而清潔發電能源以及儲能項目將從這一新政中獲益。

參與平衡系統

在英國電力市場中，電網運營商會就網絡平衡服務（Balancing Services）進行招標，由各發電項目進行競標。從業務特性來看，儲能項目可以參與固定頻率響應（Firm Frequency Response，FFR）與增強頻率響應（Enhanced Frequency Response, EFR）等合同的競爭。

在過往的市場實踐中，電網公司通常會在此類合同設定排他性條款，即一旦中標，該等合同將構成相關項目的唯一收入來源。如果參與此類競標，則儲能項目的收入較為單一，從而降低了整個項目的可行性；但如果不參與競標，儲能項目則需要與相當數量的交易相對方進行細致的合同談判（且無市場標準合同可循），交易成本相對較高。

為進一步鼓勵儲能領域的投資，Ofgem于2018年9月開始就移除相關合同中的排他性條款公開征集意見，并評估相關影響，目前相關政策的變更尚無明確的方向和時間表。與此同時，英國國家電網開始適度地延長儲能項目簽訂FFR合同的期限——由過去的最長不超過2年，延長到4年，提供更長時間跨度的收入穩定性，以進一步鼓勵和吸引投資。

在全球范圍內，英國擁有最為成熟和復雜的電力市場監管規則體系之一。在新的業態面前，現有制度的錯位、空白和制約逐步顯現；在政府和業界的互動和檢討中，相關的法律監管框架在逐步變化、清晰和完善。筆者希望英國在電力行業監管上的制度探索可以對于中國發展儲能業務、發展適合的法律監管框架提供借鑒。