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2.監(jiān)管考慮

安大略省的監(jiān)管框架存在若干限制因素，這對作為非線纜替代方案(NWA)部署的儲能系統(tǒng)提出了挑戰(zhàn)。以下就這些挑戰(zhàn)以及政策制定者和監(jiān)管者應考慮的因素提供了一些見解。

（1）費率設計

安大略省電力系統(tǒng)的費率設計可能會成為第三方擁有和運營儲能系統(tǒng)的劣勢。目前，安大略省的配電費用（即輸配電費）費率設計基于非同步峰值(NCP)需求。這種費率設計并不能反映電網側儲能系統(tǒng)的高效運行特性，將會導致儲能系統(tǒng)可能在峰值期間充電或者在非峰值期間向配電系統(tǒng)放電，如圖5所示。

因此，按照目前的結構，非同步峰值(NCP)需求收費并不是電網側儲能系統(tǒng)的有效價格信號，因為它不能反映儲能系統(tǒng)的使用情況，不能為其高效運營提供激勵，也不能為客戶提供降低電力成本的相關好處。

反映儲能系統(tǒng)峰值影響的費率設計將為客戶帶來更有效的結果，包括降低儲能資產的運營成本（即降低能源投標價格、降低提供配電服務的成本等），并實現其運營效益。此外，當前的費率設計沒有考慮儲能部署的區(qū)位價值，也沒有考慮儲能系統(tǒng)中部署在電網某一區(qū)域的潛在風險，而該區(qū)域的資產可能未得到充分利用。


圖5.儲能系統(tǒng)的充放電對負載曲線的影響

總體而言，當前安大略省電力系統(tǒng)的費率設計是儲能部署的重大障礙，包括儲能系統(tǒng)可能為配電系統(tǒng)提供價值的情況。當前的方法并不認為是公正或合理的，因為當運行儲能系統(tǒng)以滿足電力系統(tǒng)峰值需求時，儲能系統(tǒng)卻需要進行充電。一些本地配電公司(LDC)的月度需求費用基于其客戶在每天上午7:00到下午7:00之間設定的峰值需求，這更能恰當地反映成本。

除了改變峰值需求費用之外，安大略能源委員會（OEB）還應考慮激勵電力系統(tǒng)中的儲能系統(tǒng)的選址和連接，以獲得最大的收益。這可以通過降低儲能系統(tǒng)的并網成本來實現。

當前有關總負載計費的法規(guī)也對用戶側儲能系統(tǒng)產生了不利影響，因為峰值負載轉移會因為部署儲能系統(tǒng)而受到限制?？蛻艨梢悦啃r運行一次其用戶側儲能系統(tǒng)以減少其對配電和輸電系統(tǒng)的峰值需求，但是，每月的峰值電力需求由已經安裝的儲能系統(tǒng)的規(guī)模來計算的，以支付費用。

加拿大儲能協會認識到費率設計是一個復雜且具有挑戰(zhàn)性的話題，在實施新方法時需要小心謹慎。然而，在配電系統(tǒng)上不考慮區(qū)位價值的方法是有問題的。此外，如果儲能系統(tǒng)并網導致現有發(fā)電資產的使用量減少，則有必要考慮其成本回收方案。


（2）市場收入

在比較升級傳統(tǒng)配電系統(tǒng)與部署儲能解決方案的收入和成本時，監(jiān)管框架需要確保本地配電公司(LDC)為所有儲能系統(tǒng)考慮來自批發(fā)市場（或其他收入流）的潛在收入。如果不影響提供預期的配電服務，在經濟地評估潛在的儲能系統(tǒng)解決方案時，應該允許本地配電公司(LDC)在可行的情況下最大限度地抵消收入。然而，由于批發(fā)市場服務價格的潛在不確定性，監(jiān)管機構必須仔細權衡允許本地配電公司(LDC)在對儲能項目進行經濟評估時考慮潛在市場收入的決定。雖然安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）擁有容量拍賣和能源儲備市場，但在采購其他輔助服務（如監(jiān)管容量）方面并沒有透明度。

因此，需要一個新的風險管理框架和協議來評估這些收入流，以確保公用事業(yè)公司對儲能資產的投資不會影響客戶的利益。具體來說，如果市場收入高于預期，那么如何與客戶分享收益？如果市場收入低于預期，對本地配電公司(LDC)的收入要求或股本回報率有何影響？

由于擔心市場力量和抑制市場價格信號的可能性，北美地區(qū)許多放松管制的電力市場限制了公用事業(yè)公司的參與和發(fā)電所有權。例如在德克薩斯州，允許配電商從儲能系統(tǒng)采購配電服務，但不允許擁有儲能系統(tǒng)。而在紐約州，在儲能資產位于公用事業(yè)公司的發(fā)電設施、市場不能充分滿足低收入社區(qū)的需求或者是示范項目的情況下，配電商才能采購儲能系統(tǒng)提供的電力服務。與此同時，加利福尼亞州公用事業(yè)委員會對該州公用事業(yè)公司提出采購或部署儲能系統(tǒng)的要求，并鼓勵公用事業(yè)公司考慮所有形式的所有權，其中包括第三方、客戶和共同所有權。

在開發(fā)使公用事業(yè)公司擁有儲能系統(tǒng)的框架時，必須考慮安大略省電力市場的獨特屬性。這包括承認安大略省能源委員會法案中確立的歷史先例，該法案目前使配電商能夠擁有和運營儲能資產。此外，安大略能源委員會（OEB）在2020年8月6日發(fā)布的一份公告表達了這樣一個觀點，即如果部署儲能資產的主要目的是提高服務的可靠性，則可以將用戶側儲能資產視為一種配電設施。鑒于安大略省目前的法定框架，允許本地配電公司(LDC)擁有儲能系統(tǒng)是合理的，同時啟用允許第三方運營儲能系統(tǒng)和共享儲能資產所有權的替代業(yè)務模式。本地配電公司(LDC)應該可以使用這些新工具，作為降低提供配電服務的成本和減輕與其他收入流相關的風險的選擇。



（3）雙重參與

本文討論的所有業(yè)務模式都預測了儲能資產為批發(fā)市場和配電系統(tǒng)提供服務的潛力。如果要實現這一點，安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）、安大略省的本地配電公司(LDC)和其他第三方服務提供商需要制定儲能資源雙重參與協議。安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）的市場遠景和設計項目正在考慮儲能資產雙重參與的可能性，其中包括協調協議，這正在安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）的輸配電協調工作組進行討論。

分布式能源(DER)的“嵌套收益”潛力既是一種挑戰(zhàn)也是一種機遇。當分布式能源(DER)有機會同時緩解配電和輸電限制時，就會出現嵌套收益。在理想情況下，非線纜替代方案(NWA)采購計劃將嘗試獲取嵌套收益（例如，目標開發(fā)具有高分配收益和高傳輸收益的分布式能源）。然而，時間是許多潛在項目的問題。如果配電系統(tǒng)的需求與大容量輸電系統(tǒng)的需求不一致，則在一個時間段內調度的分布式能源(DER)可能無法在需要時在另一時間段運行。因此，關于“調度優(yōu)先級”的決定需要在安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）和安大略省的本地配電公司(LDC)之間進行最佳協調，以確保分布式能源(DER)有效運行。

美國聯邦能源監(jiān)管委員會(FERC)的第2222號命令允許分布式能源（DER）的參與，包括共址部署的分布式能源。作為其實施計劃的一部分，公用事業(yè)公司必須指定分布式能源（DER）可以同時提供哪些電網服務，并概述限制條件，其中包括分布式能源（DER）運營商必須在提供競爭服務之間進行選擇的情況。這些參與框架仍在由區(qū)域輸電組織（RTO）和獨立系統(tǒng)運營商（ISO）為響應FERC 2222號令而提交的合規(guī)性制定。


（4）公用事業(yè)公司的收入回報

目前，本地配電公司(LDC)的績效監(jiān)管以支持確定成本最低的替代方案，而公用事業(yè)收入傳統(tǒng)上基于專注于資本支出的股本回報模型。盡管當前的收入模式適用于公用事業(yè)公司擁有和運營的儲能系統(tǒng)（例如資產投資），但監(jiān)管框架需要確保本地配電公司(LDC)知道配電服務的最低成本選擇，包括服務采購來自第三方提供商。而安大略能源委員會（OEB）的能源創(chuàng)新框架(FEI)工作組正在考慮使用第三方擁有的分布式能源（DER）的公用事業(yè)公司激勵措施。

然而這一次，工作組成員表示公用事業(yè)公司的收入回報將成為其能源創(chuàng)新框架(FEI)未來工作階段的一部分。

安大略省可以進一步探索一些獲得新收入的方法。一種方法可能是采用成本節(jié)省份額激勵，本地配電公司(LDC)將獲得非線纜替代方案(NWA)成本節(jié)省的一些回報（即作為對公用事業(yè)公司的增量激勵）。這種方法在哈德遜燃氣和電力公司的Peak Perks試點項目中進行了驗證，該項目是紐約州的一個需求響應項目。紐約州公共服務部授權該公司可以獲得成本節(jié)省30%的收入。

紐約州采用的另一種方法是收益調整機制(EAM)，以激勵公用事業(yè)公司向平臺服務提供商的過渡。收益調整機制(EAM)是公用事業(yè)公司獲得的績效激勵的增量，以激勵實現監(jiān)管機構制定的某些目標或指標。

此外，安大略能源委員會（OEB）發(fā)布了一份調查報告，作為其公用事業(yè)收入(EB-2018-0287)咨詢報告的一部分。而英國倫敦經濟研究院就其他司法管轄區(qū)使用的可能機制和監(jiān)管改革進行了咨詢，包括英國的Totex模式，該模式旨在進一步提供公用事業(yè)公司對資本支出的激勵。安大略能源委員會（OEB）繼續(xù)通過能源創(chuàng)新框架與利益相關者進行磋商。


（5）電網連接

最后，儲能系統(tǒng)與配電系統(tǒng)的連接應與儲能業(yè)務模型和儲能資產的所有權無關。其并網過程應確保與連接訪問和優(yōu)先級相關的透明度和公平性，并認識到儲能系統(tǒng)可能為不同目的而開發(fā)，例如安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）的容量拍賣或招標、客戶需求或分配系統(tǒng)需求。

加拿大儲能協會認識到，安大略能源委員會（OEB）最近在改進分布式能源（DER）連接過程方面取得了重大進展，新的代碼修正案將于2022年10月生效，以簡化連接過程。在新的變化中，對分布式能源（DER）進行分類，標準化分布式能源（DER）連接請求的初步咨詢階段，建立適用于分布式能源（DER）連接的成本責任規(guī)則分類，并確定新的分布式能源（DER）連接程序(DERCP)文件以概述分布式能源（DER）連接的詳細流程步驟。

總結和結論

本文回顧了與公用事業(yè)公司部署儲能系統(tǒng)提供配電服務相關的四種業(yè)務模式。雖然每種業(yè)務模式都存在一些潛在的機遇和挑戰(zhàn)，但加拿大儲能協會建議向本地配電公司(LDC)及其客戶提供每一種選擇。與傳統(tǒng)發(fā)電資產的規(guī)劃流程一樣，本地配電公司(LDC)應制定其業(yè)務案例，并將其作為基于當前重要性規(guī)則的利率應用的一部分進行展示。本地配電公司(LDC)應在其配電系統(tǒng)計劃中評估不同的所有權選項，并應概述計劃以使其價值最大化，并提高儲能系統(tǒng)的利用率，從而降低客戶的電力成本。此外，安大略能源委員會（OEB）應進一步明確在哪些情況下應使用某些業(yè)務模式，以及應如何邀請第三方參與潛在的共同所有權安排。

此外，為了實現儲能系統(tǒng)作為非線纜替代方案(NWA)的好處，安大略省的本地配電公司(LDC)需要構建一個新的收入框架，以確保激勵措施與成本最低的選擇相一致。然而，正如本文所提出的那樣，只有在考慮額外收入的情況下，才能選擇最低成本的模式。值得注意的是，本地配電公司(LDC)規(guī)劃者應考慮從批發(fā)市場獲得的可能收入，以及適當的風險分配框架。這一概念現在已經在安大略能源委員會（OEB）發(fā)面的2021年節(jié)能與需求管理(CDM)指南中確立，本文介紹的業(yè)務模式展示了可能的風險分擔方法。

加拿大儲能協會還建議考慮審查配電費率對儲能部署的影響，并鼓勵本地配電公司(LDC)為電網側和用戶側儲能系統(tǒng)建立適當的費率設計。費率設計應反映儲能資產對電力需求峰值期間的實際貢獻，以及其對配電系統(tǒng)的價值，促進輸配電網的使用，并允許在峰值期間為用戶節(jié)省成本。

總體而言，安大略能源委員會（OEB）和安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）正在進行的活動，包括建立安大略能源委員會（OEB）的能源創(chuàng)新框架(FEI)，使加拿大儲能協會受到鼓舞。希望本文能夠支持安大略能源委員會（OEB）和政府決策者進一步分析和考慮。如果采納本文中的建議，用戶將從降低配電服務成本以及降低其他批發(fā)市場服務（如容量和能源）成本中受益。加拿大儲能協會敦促安大略能源委員會（OEB）和安大略省獨立電力系統(tǒng)運營商（IESO）支持公用事業(yè)解決方案和儲能解決方案之間的平衡，從而更好地優(yōu)化電力系統(tǒng)，同時提供具有成本效益和可靠的配電服務。

（全文完）

原標題：利用儲能系統(tǒng)提供配電服務：最大化收入流如何降低電力客戶的成本（下）