化学储能项目商业模式及相关法律问题探讨

一、储能项目和化学储能应用场景及商业模式

储能项目是近期市场的投资热点之一。国家3060碳达峰、碳中和的目标提出后，清洁能源进一步提速发展，在此背景下，电量消纳、电网供需平衡及稳定运行的重要性日益凸显，由此也给储能领域带来了历史性的发展机遇。在前期政策的基础上，近一年来，国家及地方加大鼓励储能领域的投资建设。譬如，就抽水蓄能项目，国家发改委近期出台[2021]633号文，抽水蓄能项目的价格形成机制由此迎来了重大利好；在化学储能领域，各地就储能投资及参与电力领域辅助服务出台了各种政策。但是，根据我们的观察，由于抽水蓄能项目一般投资金额较高，项目自身边界条件限制较多，国有资本相对更有投资优势，因此社会资本投资主体对化学储能项目的追捧热度胜过抽水蓄能项目。

化学储能项目的应用场景非常广泛。简单而言，储能的应用场景可以以下图表示：

（注：图片来自奇点汇能）

众所周知，电力供需两端的波动是非常频繁的，而新能源发电在技术上的特点又在一定程度上加剧了这种波动，维持供需平衡就成为了电网的重要目标之一。在发电侧，储能可以起到平滑功率波动、快速调频响应、作为黑启动电源等作用；在用户侧，储能可作为紧急备用电源、增容、获得峰谷差价的手段；在输电配电侧，储能则可通过虚拟电厂的模式提供调峰调频服务、或通过分布式项目加大电网对清洁能源发电的接入和消纳能力。储能将成为未来智能电网甚至整个智慧能源系统的核心基础支持。

在目前阶段，储能项目的商业模式尚在探索及落地形成过程中。在发电侧，中央及地方各层面均出台了各种鼓励储能发展的相关政策，我们理解，这些政策集中体现在以下几个方面：（1）要求或鼓励风电、光伏等新能源项目按照一定比例或时间配备储能；（2）在新能源项目竞争性配置方案中优先考虑配置储能项目的新能源项目；（3）直接依照千瓦时的标准明确补偿/补贴金额。有些地方明确规定对于储能技术项目直接给予总投资一定比例补贴的政策支持，有些地方则依照固定金额给予一次性投资补贴。在用户侧，有些地方规定第三方独立储能项目可以参与调峰市场，广东等较发达地区则明确用户侧的储能装置参与需求响应市场交易的，根据响应容量、响应时间和出清价格，给予响应收益。无论是何种政策，我们理解，核心都是在电价、支持储能市场进行现货交易、支持及加大利用储能项目的辅助能力这几方面给予政策或资金支持，以提高储能项目的投资回报。

我们注意到，市场上除了新能源电站投资人在发电侧自行投资储能电站外，一些其他的投融资模式日渐活跃，包括由储能投资商独立投资、建设、运营储能模块，租赁给新能源电站业主并配合相关收益分成，或者采取类似于合同能源管理模式，由工商业业主提供项目地点，储能投资人作为项目业主独立负责分布式储能项目的投资、建设、运营并在综合服务的基础上提供电价折扣。前者由于不占新能源电站的投资、且往往容量及技术配置更为优势，因此受到电网和电站投资人的青睐。后者则需结合整个项目的整体长期收益综合测算判断。从另外一个角度，由于中国不同省份新能源消纳的情况差异巨大，储能的引导政策不适合于“一刀切”。例如强制配备储能的要求可能在各地的实践效果会有较大差异，对于电力消纳情况良好的省份，在储能项目不提供调峰等服务从而获得收益的前提下，强制要求新能源项目配储能从投资回报角度可能并不划算。

二、化学储能项目相关问题的思考

由于储能项目的技术特点，其建设、运营环节的风险与传统新能源电站相比有诸多不同，其中运营环节的安全生产及风险控制更是重中之重。近期储能行业内也出现过一些安全生产事故并造成了人民生命及财产的重大损失，令人叹息之余，更引发对化学储能项目投资开发模式及合规监管问题的思考。

思考一：投建运环节的部分手续要求不清晰

依照目前的法规监管环境，储能项目作为建设项目的一种，在投资、建设、运营等各环节需要遵循一般建设项目的基本投资流程，办理各项手续和证照；还需要结合不同项目的情况（例如站房式储能、集装箱式储能），完成对于项目规划、项目用地等各项手续及要求。但由于储能项目自身的特点，目前在法律法规层面，部分手续和证照要求的规定并不清晰，例如：

1、投资端审批。目前国家层面并无统一的规定规范储能项目的投资开发相关流程。依照我们的调研和既往项目经验，我们理解，各地区电网侧、用户侧及发电侧的项目遵循的投资开发流程既有共性也有差异。依照投资主体和资金来源的差异，储能项目应分别适用现行投资体制中的审批、核准及备案制度。部分地区要求用户侧储能项目应依照额定功率的不同相应纳入地区电网规划或省级电网规划（或配电网规划）。

2、环境影响评价及安全设施手续。建设项目需依法进行环境影响评价并办理相关手续，而储能项目不在《固定污染源排污许可分类管理名录》（2021）中，因此储能项目的环评形式从法规角度并不太清晰，部分地区甚至认为不需要办理环评。就安全设施问题，从《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》规定来看，储能项目应无需单独进行安全条件审查，目前也没有看到对储能电站或者储能项目有独立安全设施设计审查批复的明确要求。考虑到储能项目技术方面的特点，安全设施无疑是风险控制的重要环节，理顺监管环节能在一定程度上加强对风险的控制。此外，由于储能系统方案设计对于项目安全至关重要，如何从项目投资审批备案环节、设计审查环节或者其他环节加大监管力度，我们认为非常值得业界探讨。

3、并网要求。储能项目是否必须要并网或电网是否有义务在公平条件下接纳储能项目并网?我们认为目前的法律法规规定也并不清晰。我们理解，依照额定功率的不同、项目所在地电网相关要求不同，在各地可能有不同的实践。储能项目是否并网关系电网供需平衡及安全管理、储能商业模式设定等方方面面，建议国家应建立统一的要求和标准。

4、电力业务许可证。储能项目是否需要办理电力业务许可证？依照目前的法规，发电侧的独立储能项目如果不与新能源电站共同投资建设，则应不需要办理发电业务许可证；用户侧项目明确不需办理发电业务许可证。但我们认为，该等要求是否会随着储能行业（特别是用户侧储能项目）的发展出现变化存在不确定性。 

综上分析我们理解，储能项目在某些监管环节的要求并不清晰，与储能项目运营阶段安全生产及控制相应风险的要求不完全匹配。与此同时，随着储能行业自身的发展，以及包括“虚拟电厂”在内的智能电网、智慧能源的发展，传统的监管模式可能受到挑战。监管法规及政策需要及时作出调整以适合行业发展。

思考二：标准缺乏带来的问题

目前储能行业的国家标准主要包括GB 51048-2014《电化学储能电站设计规范》、GB/T 36558-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》、GB/T36276-2018《电力储能用锂离子电池》等国家标准。某些地方技术联盟近年来也组织相关企业，结合实际项目经验，制定团体标准，供业界推广使用。

2020年1月，国家能源局、应急管理部、市场监管总局发布了《关于加强储能标准化工作的实施方案》。根据方案，到2021年，要形成政府引导、多方参与的储能标准化工作机制，推进建立较为系统的储能标准体系，加强储能关键技术标准制修订和储能标准国际化。但根据我们与行业专家的交流和探讨，时至今日，相关标准体系建设并没有跟上，很多标准和评价体系仍在沿用动力电池产业的内容。由于动力电池产业和储能产业二者之间的应用场景不同、技术需求有很大区别，沿用该类标准带来很多问题。此外，动力电池容量相对较小，而储能电站在建造设计、消防安全、验收等环节都应有更为严格的标准。近期部分地方出台的强制配储政策，在推动行业发展的同时，也对项目的安全管理带来了更高的要求。储能标准体系的建设已经刻不容缓。

思考三：如何通过交易方案、合同约定降低储能项目业主的风险

与新能源电站相比不同的是，储能特别是用户侧储能项目，如存在原件产品质量不过关、消防措施未设计到位或未落实到位、或者运营不当等情况，则可能存在较大的安全隐患。而一旦发生重大安全生产事故，对于项目业主特别是用户侧储能项目的业主而言，不仅是投资成本无法回收，还很可能面临巨额赔偿，极端情形下，企业可能面临破产清算，相关主体甚至需要依法承担刑事责任。

一头是商业模式尚不清晰带来的项目融资落地、投资回报的不清晰，另一头是由于技术特点带来的事故隐患及由此带来的巨大的风险和责任。风险与收益的不匹配将很可能阻碍行业的健康发展。我们认为，除了前述提及的在国家层面加强建设完善标准体系、加强相关环节监管之外，在项目交易方案和交易文件中考虑适当平衡及分散相关风险，对促进储能领域的投资也非常重要。例如，在采用合同能源管理模式的用户侧项目中，在相关合同中探讨储能项目建设项目运营主体与用户的权利义务分担及分配，适当降低储能项目业主的风险；寻找更合适的保险产品，分散项目风险，保险费用由储能业主和用户共同承担；结合技术相关要求，在合同中对储能项目安全设计、方案设计、竣工验收、运营守则、配套条件等进行更高标准的约定等。

结 语

储能行业的健康发展，是3060“双碳”目标实现的重要和必要一环。行业的健康发展有赖于业内投资、监管等各主体的不断反思、探讨及及时总结经验教训。我们相信，业界将进一步努力，共同推进储能行业的优质发展和“双碳”目标的顺利实现。