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2.监管考虑

安大略省的监管框架存在若干限制因素，这对作为非线缆替代方案(NWA)部署的储能系统提出了挑战。以下就这些挑战以及政策制定者和监管者应考虑的因素提供了一些见解。

（1）费率设计

安大略省电力系统的费率设计可能会成为第三方拥有和运营储能系统的劣势。目前，安大略省的配电费用（即输配电费）费率设计基于非同步峰值(NCP)需求。这种费率设计并不能反映电网侧储能系统的高效运行特性，将会导致储能系统可能在峰值期间充电或者在非峰值期间向配电系统放电，如图5所示。

因此，按照目前的结构，非同步峰值(NCP)需求收费并不是电网侧储能系统的有效价格信号，因为它不能反映储能系统的使用情况，不能为其高效运营提供激励，也不能为客户提供降低电力成本的相关好处。

反映储能系统峰值影响的费率设计将为客户带来更有效的结果，包括降低储能资产的运营成本（即降低能源投标价格、降低提供配电服务的成本等），并实现其运营效益。此外，当前的费率设计没有考虑储能部署的区位价值，也没有考虑储能系统中部署在电网某一区域的潜在风险，而该区域的资产可能未得到充分利用。

图5.储能系统的充放电对负载曲线的影响

总体而言，当前安大略省电力系统的费率设计是储能部署的重大障碍，包括储能系统可能为配电系统提供价值的情况。当前的方法并不认为是公正或合理的，因为当运行储能系统以满足电力系统峰值需求时，储能系统却需要进行充电。一些本地配电公司(LDC)的月度需求费用基于其客户在每天上午7:00到下午7:00之间设定的峰值需求，这更能恰当地反映成本。

除了改变峰值需求费用之外，安大略能源委员会（OEB）还应考虑激励电力系统中的储能系统的选址和连接，以获得最大的收益。这可以通过降低储能系统的并网成本来实现。

当前有关总负载计费的法规也对用户侧储能系统产生了不利影响，因为峰值负载转移会因为部署储能系统而受到限制。客户可以每小时运行一次其用户侧储能系统以减少其对配电和输电系统的峰值需求，但是，每月的峰值电力需求由已经安装的储能系统的规模来计算的，以支付费用。

加拿大储能协会认识到费率设计是一个复杂且具有挑战性的话题，在实施新方法时需要小心谨慎。然而，在配电系统上不考虑区位价值的方法是有问题的。此外，如果储能系统并网导致现有发电资产的使用量减少，则有必要考虑其成本回收方案。

（2）市场收入

在比较升级传统配电系统与部署储能解决方案的收入和成本时，监管框架需要确保本地配电公司(LDC)为所有储能系统考虑来自批发市场（或其他收入流）的潜在收入。如果不影响提供预期的配电服务，在经济地评估潜在的储能系统解决方案时，应该允许本地配电公司(LDC)在可行的情况下最大限度地抵消收入。然而，由于批发市场服务价格的潜在不确定性，监管机构必须仔细权衡允许本地配电公司(LDC)在对储能项目进行经济评估时考虑潜在市场收入的决定。虽然安大略省独立电力系统运营商（IESO）拥有容量拍卖和能源储备市场，但在采购其他辅助服务（如监管容量）方面并没有透明度。

因此，需要一个新的风险管理框架和协议来评估这些收入流，以确保公用事业公司对储能资产的投资不会影响客户的利益。具体来说，如果市场收入高于预期，那么如何与客户分享收益？如果市场收入低于预期，对本地配电公司(LDC)的收入要求或股本回报率有何影响？

由于担心市场力量和抑制市场价格信号的可能性，北美地区许多放松管制的电力市场限制了公用事业公司的参与和发电所有权。例如在德克萨斯州，允许配电商从储能系统采购配电服务，但不允许拥有储能系统。而在纽约州，在储能资产位于公用事业公司的发电设施、市场不能充分满足低收入社区的需求或者是示范项目的情况下，配电商才能采购储能系统提供的电力服务。与此同时，加利福尼亚州公用事业委员会对该州公用事业公司提出采购或部署储能系统的要求，并鼓励公用事业公司考虑所有形式的所有权，其中包括第三方、客户和共同所有权。

在开发使公用事业公司拥有储能系统的框架时，必须考虑安大略省电力市场的独特属性。这包括承认安大略省能源委员会法案中确立的历史先例，该法案目前使配电商能够拥有和运营储能资产。此外，安大略能源委员会（OEB）在2020年8月6日发布的一份公告表达了这样一个观点，即如果部署储能资产的主要目的是提高服务的可靠性，则可以将用户侧储能资产视为一种配电设施。鉴于安大略省目前的法定框架，允许本地配电公司(LDC)拥有储能系统是合理的，同时启用允许第三方运营储能系统和共享储能资产所有权的替代业务模式。本地配电公司(LDC)应该可以使用这些新工具，作为降低提供配电服务的成本和减轻与其他收入流相关的风险的选择。

（3）双重参与

本文讨论的所有业务模式都预测了储能资产为批发市场和配电系统提供服务的潜力。如果要实现这一点，安大略省独立电力系统运营商（IESO）、安大略省的本地配电公司(LDC)和其他第三方服务提供商需要制定储能资源双重参与协议。安大略省独立电力系统运营商（IESO）的市场远景和设计项目正在考虑储能资产双重参与的可能性，其中包括协调协议，这正在安大略省独立电力系统运营商（IESO）的输配电协调工作组进行讨论。

分布式能源(DER)的“嵌套收益”潜力既是一种挑战也是一种机遇。当分布式能源(DER)有机会同时缓解配电和输电限制时，就会出现嵌套收益。在理想情况下，非线缆替代方案(NWA)采购计划将尝试获取嵌套收益（例如，目标开发具有高分配收益和高传输收益的分布式能源）。然而，时间是许多潜在项目的问题。如果配电系统的需求与大容量输电系统的需求不一致，则在一个时间段内调度的分布式能源(DER)可能无法在需要时在另一时间段运行。因此，关于“调度优先级”的决定需要在安大略省独立电力系统运营商（IESO）和安大略省的本地配电公司(LDC)之间进行最佳协调，以确保分布式能源(DER)有效运行。

美国联邦能源监管委员会(FERC)的第2222号命令允许分布式能源（DER）的参与，包括共址部署的分布式能源。作为其实施计划的一部分，公用事业公司必须指定分布式能源（DER）可以同时提供哪些电网服务，并概述限制条件，其中包括分布式能源（DER）运营商必须在提供竞争服务之间进行选择的情况。这些参与框架仍在由区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）为响应FERC 2222号令而提交的合规性制定。

（4）公用事业公司的收入回报

目前，本地配电公司(LDC)的绩效监管以支持确定成本最低的替代方案，而公用事业收入传统上基于专注于资本支出的股本回报模型。尽管当前的收入模式适用于公用事业公司拥有和运营的储能系统（例如资产投资），但监管框架需要确保本地配电公司(LDC)知道配电服务的最低成本选择，包括服务采购来自第三方提供商。而安大略能源委员会（OEB）的能源创新框架(FEI)工作组正在考虑使用第三方拥有的分布式能源（DER）的公用事业公司激励措施。

然而这一次，工作组成员表示公用事业公司的收入回报将成为其能源创新框架(FEI)未来工作阶段的一部分。

安大略省可以进一步探索一些获得新收入的方法。一种方法可能是采用成本节省份额激励，本地配电公司(LDC)将获得非线缆替代方案(NWA)成本节省的一些回报（即作为对公用事业公司的增量激励）。这种方法在哈德逊燃气和电力公司的Peak Perks试点项目中进行了验证，该项目是纽约州的一个需求响应项目。纽约州公共服务部授权该公司可以获得成本节省30%的收入。

纽约州采用的另一种方法是收益调整机制(EAM)，以激励公用事业公司向平台服务提供商的过渡。收益调整机制(EAM)是公用事业公司获得的绩效激励的增量，以激励实现监管机构制定的某些目标或指标。

此外，安大略能源委员会（OEB）发布了一份调查报告，作为其公用事业收入(EB-2018-0287)咨询报告的一部分。而英国伦敦经济研究院就其他司法管辖区使用的可能机制和监管改革进行了咨询，包括英国的Totex模式，该模式旨在进一步提供公用事业公司对资本支出的激励。安大略能源委员会（OEB）继续通过能源创新框架与利益相关者进行磋商。

（5）电网连接

最后，储能系统与配电系统的连接应与储能业务模型和储能资产的所有权无关。其并网过程应确保与连接访问和优先级相关的透明度和公平性，并认识到储能系统可能为不同目的而开发，例如安大略省独立电力系统运营商（IESO）的容量拍卖或招标、客户需求或分配系统需求。

加拿大储能协会认识到，安大略能源委员会（OEB）最近在改进分布式能源（DER）连接过程方面取得了重大进展，新的代码修正案将于2022年10月生效，以简化连接过程。在新的变化中，对分布式能源（DER）进行分类，标准化分布式能源（DER）连接请求的初步咨询阶段，建立适用于分布式能源（DER）连接的成本责任规则分类，并确定新的分布式能源（DER）连接程序(DERCP)文件以概述分布式能源（DER）连接的详细流程步骤。

总结和结论

本文回顾了与公用事业公司部署储能系统提供配电服务相关的四种业务模式。虽然每种业务模式都存在一些潜在的机遇和挑战，但加拿大储能协会建议向本地配电公司(LDC)及其客户提供每一种选择。与传统发电资产的规划流程一样，本地配电公司(LDC)应制定其业务案例，并将其作为基于当前重要性规则的利率应用的一部分进行展示。本地配电公司(LDC)应在其配电系统计划中评估不同的所有权选项，并应概述计划以使其价值最大化，并提高储能系统的利用率，从而降低客户的电力成本。此外，安大略能源委员会（OEB）应进一步明确在哪些情况下应使用某些业务模式，以及应如何邀请第三方参与潜在的共同所有权安排。

此外，为了实现储能系统作为非线缆替代方案(NWA)的好处，安大略省的本地配电公司(LDC)需要构建一个新的收入框架，以确保激励措施与成本最低的选择相一致。然而，正如本文所提出的那样，只有在考虑额外收入的情况下，才能选择最低成本的模式。值得注意的是，本地配电公司(LDC)规划者应考虑从批发市场获得的可能收入，以及适当的风险分配框架。这一概念现在已经在安大略能源委员会（OEB）发面的2021年节能与需求管理(CDM)指南中确立，本文介绍的业务模式展示了可能的风险分担方法。

加拿大储能协会还建议考虑审查配电费率对储能部署的影响，并鼓励本地配电公司(LDC)为电网侧和用户侧储能系统建立适当的费率设计。费率设计应反映储能资产对电力需求峰值期间的实际贡献，以及其对配电系统的价值，促进输配电网的使用，并允许在峰值期间为用户节省成本。

总体而言，安大略能源委员会（OEB）和安大略省独立电力系统运营商（IESO）正在进行的活动，包括建立安大略能源委员会（OEB）的能源创新框架(FEI)，使加拿大储能协会受到鼓舞。希望本文能够支持安大略能源委员会（OEB）和政府决策者进一步分析和考虑。如果采纳本文中的建议，用户将从降低配电服务成本以及降低其他批发市场服务（如容量和能源）成本中受益。加拿大储能协会敦促安大略能源委员会（OEB）和安大略省独立电力系统运营商（IESO）支持公用事业解决方案和储能解决方案之间的平衡，从而更好地优化电力系统，同时提供具有成本效益和可靠的配电服务。

（全文完）