近年来随着科技的进步，各种类型的电池和储能技术得到了长足地发展。高效的储能技术在社会生活中拥有广泛的使用场景。就电力工业而言，储能技术将为太阳能和风能等关键可再生能源的发展提供更坚实的基础。太阳能和风能具有间歇性，其稳定性方面的劣势一直是制约其大规模发展并全面替代传统化石燃料的一大阻碍。
在发电项目端，如果能将过剩的电力储存起来，并在发电中断时释放到电网当中，那么发电项目就能够提供更为稳定的电能输出，提高其市场竞争力。
从电网运营者的角度来看，如果需要面对更大比例的间歇性发电，储能设施的启用能够帮助平衡负载，提高电网的运行效率。从社会整体角度而言，储能系统能够减少对额外发电能力的需求，在化石燃料能源仍然发挥重要作用的系统中，将有助于减少化石燃料的消耗和相关的碳排放。
英国在可再生能源发电领域，尤其是海上风电领域，走在世界前列；其电力行业对储能解决方案的需求尤为强烈。储能项目作为一个新的基建投资类型引起了业界广泛的关注和兴趣，然而无论是市场业态还是商业模式，英国的储能业务市场还处于探索阶段。相应地，针对储能业务的法律监管制度也在不断调整、变化和完善。
近年来笔者在协助客户开展多项英国储能项目投资的过程中，见证了政策的不断变化发展及其对行业参与者投资信心和投资决策的影响。
以下我们将从多个角度简要地介绍英国对于储能业务的法律监管框架，以及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，分别是：（1）覆盖英格兰、苏格兰和威尔士地区的大不列颠电力市场，由英国中央政府机构——燃气和电力市场管理署（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）监管；（2）覆盖北爱尔兰地区和爱尔兰共和国的“综合单一电力市场”（Integrated Single Electricity Market，iSEM），由双边共同委任的iSEM委员会监管。本文的介绍仅涉及前者的相关制度和实践。
基于发电业务的监管体系
在相当长的一段时间，大规模的抽水储能水电装置是唯一的工业级储能形式；相应地，英国在法律制度中一直没有单独定义和区分“储能”业务，而将其作为“发电”的一种特别形态。Ofgem也在2018年12月明确表示，考虑到储能项目和发电项目具有相似的特性，且两者在向电网输出电力的功能类似，因此储能项目应当适用发电业务的监管框架。
然而随着新的储能技术、新的项目形态不断涌现，英国政府和业界都意识到两方面的问题，一是现有制度体系下对于“储能”项目没有明确定义，因此，规则的适用有模糊和不确定之处；二是全盘适用“发电”监管体系可能对储能行业造成不必要的限制和负担。这两方面相互交叉的问题在很大程度上抑制了投资人对投资储能行业的积极性，阻碍了产业的发展。
针对上述情况，自2016年以来，英国政府和英国国家电网开始系统性地审视储能业务的特性，在监管制度和电网运行规则等多个方面有针对性地推出更新的或独立适用的监管规则。
牌照制度
如前所述，Ofgem明确表态发电行业的监管规则适用于储能项目，后续推动《2004年电力法》的修订已从议会立法层面明确这一基本原则。2017年以来，Ofgem经过多轮的公开征求意见，已在发电牌照的标准条款行文中纳入了“储能”业务的相关表述。
在现有的发电业务牌照制度下，50MW以下的发电项目无需发电牌照，而50MW及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能项目的投资规模并降低了投资人对储能项目的投资意愿，原因在于：（一）获取发电牌照后所受到的监管限制（牌照标准条款等）与这一规模的储能项目的特质并不匹配；（二）获取发电牌照后，储能项目必须加入一系列的行业技术规范和结算体系，这些技术规范和结算体系并不完全适用于储能项目的特点，但是会带来额外的合规和运营成本。
因此，实践中有不少投资人将相对较大规模的储能项目分成若干个小于50MW的子项目；但这种做法在一定程度上牺牲了项目的经济性，增加了项目投资和运营成本。
针对上述困境，业界曾经普遍呼吁引入单独的“储能牌照”制度，以更好地适应储能业务的特点，然而，Ofgem在2018年12月的表态否认了这一监管路线。未来在发电牌照框架下针对储能类项目是否会有特别的适用规则，也有待Ofgem的进一步明确。
规划许可制度
在英国现有的规划许可制度下，任何50MW及以上的发电项目（包括储能）均被纳入到国家重大基础设施项目（Nationally Significant Infrastructure Project，NSIP）范畴，进而其规划需要在中央政府层面进行评估，并获得内阁部长的批准；50MW以下的发电项目则落入城乡规划法（Town and Country Planning Act，TCPA）的常规范畴，并由地方政府进行规划审批。
NSIP审批制度的设计初衷是为影响国计民生的重大基础设施项目提供一站式的规划审批；获得该审批后，项目落地的确定性非常高，但是审批过程相对冗长（最长达18个月），合规成本也相对较高。
业界普遍认为储能项目对其周边环境的影响相较于传统发电项目显著较低，以50MW为限纳入NSIP规划制度的必要性相对较低，并且该规划审批制度严重影响了储能项目的投资规模和投资人的投资意愿。
经过两轮公开征求意见，英国商业、能源与工业战略部（Department for Business，Energy & Industrial Strategy，BEIS）在2020年7月发布了新的政策文件，宣布将改变现有规划审批规则，将所有形式、所有规模的储能项目均纳入常规的城乡规划法审批范畴，由地方政府进行规划审批，而不再适用NSIP制度。
上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水储能项目，由于其规划将带来的影响与水电项目类似，因此，仍然在NSIP制度下进行规划审批。BEIS已明确宣布在议会立法层面推动上述规划制度变革的落地，但目前尚无明确的立法时间表。
针对电网运营商的限制
基于其业务性质和业务需求，输电系统运营商（TSOs）与配电网络运营商（DNOs）（下文对两者合称“电网运营商”）对于储能设施的发展有着天然的兴趣；他们也有相对充裕的资金来进行储能项目的投资。然而电网运营商参与储能项目的投资和运营却面临着两大监管障碍。
一、在投资和所有权方面，欧盟层面的场网分离规则（unbundlingrules）要求所有的电网运营商必须将其电网运营职能与发电项目的所有权进行分离。由于储能项目也被视为发电项目的一类，因此在现有规则体系下电网运营商将无法对储能项目进行投资。
二、在运营层面，针对配电网络运营商，2018年12月，Ofgem通过引入“配电网络运营牌照”标准条款31D和43B，明确限制了配电网络运营商参与发电（包括储能）项目的运营，且该项禁令同等适用于50MW以下不需要授予发电牌照的发电和储能业务。Ofgem的主要关切点在于配电网络运营商可以基于其市场垄断地位，获取其他市场参与者（即其他储能业务运营方）无法获得的信息，从而获得不公平的市场竞争优势。
上述限制有三类例外，包括（1）除不列颠本岛以外的岛屿内部电力系统；（2）已经获批拥有（为保证电网稳定运行的）有限发电能力的配电网络运营商；（3）其他Ofgem给与特别例外审批的情况。此外，配电网络运营商的经营活动还有以下进一步的限制：（1）其非配电业务的收入不得高于其年度总收入的2.5%；（2）其向非配电业务的投资总额不得超过已发行股本、股份溢价和资本公积总和的2.5%。
值得一提的是，上述禁令只载于配电网络运营商的标准条款行文中，并不适用于输电系统运营商，且输电系统运营商的牌照条款尚未进行对应的更新，因此，监管层面存在一个灰色地带，即输电系统运营商或许可以运营50MW以下的储能项目。
然而，Ofgem在2017年9月公开征求意见的政策性文件中曾经表示，场网分离规则针对的是业务性质，不能认为小规模的发电业务在发电牌照监管水平以下，就可以由输电系统运营商投资运营。因此，我们预计在后续的法规更新过程中，输电牌照标准条款会有类似配电牌照标准条款31D和43B的更新。
电网系统费用
在英国，接入电力系统的市场参与者需要缴纳一系列的电网系统费用，包括输电网络系统使用费（Transmission Network Use of System，TNUoS）、平衡服务系统使用费（Balancing Services Use of System，BSUoS）、配电系统使用费（Distribution Use of System，DUoS）和剩余费用（Residual Charges）等。
在既有的系统收费制度下，储能项目既要在入口端（充电过程）缴纳系统费用，也要在出口端（放电过程）缴纳系统费用，面临双重付费的情况。Ofgem和市场参与者均意识到该等双重付费的情况让储能项目比一般发电项目承受了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。自2017年前后起，行业参与者和政府部门在这一领域的专项研究和政策建议已经逐步落地；改革的方向和共识较为明确，即储能项目未来将只针对出口端（放电过程）缴纳系统费用，而不再就充电过程缴费。
政府补贴
英国有数项针对低碳发电的补贴政策，包括气候变化费（Climate Change Levy，CCL）、可再生能源义务（Renewable Obligation，RO）、上网电价（Feed in Tariffs，FIT）、差值合同（Contract for Difference，CfD）等。各项制度在初始立法时均没有考虑储能项目的存在，其是否适用、以及如何适用于储能项目需要在相关规则项下进行明确。
CCL是在商业用户或公共事业用户消耗电力时收取的费用。在充电环节，储能项目在满足特定条件情况下，可以比照发电项目享受费用减免，但是在放电环节仍然需要在特定条件情况下向最终用户收取CCL。
针对已经获得RO和FIT补贴的发电项目，如果项目业主希望在站内加装附属储能设施（co-located storage），则视同对发电项目本身进行变更，需要将相关事项通知Ofgem。Ofgem会按照相关规则进行个案评估，以确定改造后的设施是否仍然可以享受RO或FIT补贴。
CfD类补贴的标准合同条款明确规定相关发电项目不得自行使用储能设施，但是允许相关发电项目与第三方独立参与电网平衡机制的储能项目在一定限度内进行协作。
参与容量市场
容量市场（Capacity Market）制度是英国政府为了鼓励发电环节投资、保障电网系统稳定推出的一项举措。政府通过招标流程，提前四年（T-4合同）、三年（T-3合同）或一年（T-1合同）就相关年度的容量响应进行招标；发电项目、储能项目以及具备需求弹性的电力用户企业均可以参与投标。中标者在相关年度内承诺在用电高峰期响应国家电网公司的容量调度需求，并就此按月获得固定收入。对于已投产项目，容量市场合同的期限通常为1年期，对于新投资项目，期限可以长达15年。容量市场合同是储能项目重要的收入来源之一。
2018年11月，欧洲法院裁定“容量市场”合同可能属于违反欧盟法律的国家补贴行为，导致该类合同一度被暂停执行。2019年10月，欧盟委员会正式裁定该类合同不违反欧盟法律，此后“容量市场”制度在英国市场得以继续执行。
在容量合同制度下，自2017年12月起，英国政府针对不同技术路线的储能项目设定了不同的技术规格要求和结算指标，充放周期更长的储能项目将获得更高的收入回报。
2020年5月，BEIS发布了关于容量市场制度的最新政策性文件，其中的主要变化之一是加入了对碳排放量的限制，这意味着高排放的化石能源发电项目参与容量市场合同的竞标将受到限制，而清洁发电能源以及储能项目将从这一新政中获益。
参与平衡系统
在英国电力市场中，电网运营商会就网络平衡服务（Balancing Services）进行招标，由各发电项目进行竞标。从业务特性来看，储能项目可以参与固定频率响应（Firm Frequency Response，FFR）与增强频率响应（Enhanced Frequency Response，EFR）等合同的竞争。
在过往的市场实践中，电网公司通常会在此类合同设定排他性条款，即一旦中标，该等合同将构成相关项目的唯一收入来源。如果参与此类竞标，则储能项目的收入较为单一，从而降低了整个项目的可行性；但如果不参与竞标，储能项目则需要与相当数量的交易相对方进行细致的合同谈判（且无市场标准合同可循），交易成本相对较高。
为进一步鼓励储能领域的投资，Ofgem于2018年9月开始就移除相关合同中的排他性条款公开征集意见，并评估相关影响，目前相关政策的变更尚无明确的方向和时间表。与此同时，英国国家电网开始适度地延长储能项目签订FFR合同的期限——由过去的最长不超过2年，延长到4年，提供更长时间跨度的收入稳定性，以进一步鼓励和吸引投资。
在全球范围内，英国拥有最为成熟和复杂的电力市场监管规则体系之一。在新的业态面前，现有制度的错位、空白和制约逐步显现；在政府和业界的互动和检讨中，相关的法律监管框架在逐步变化、清晰和完善。笔者希望英国在电力行业监管上的制度探索可以对于中国发展储能业务、发展适合的法律监管框架提供借鉴。
