作为英国电力市场安排审查（REMA）改革关键的一部分，英国政府正在考虑调整新建储能项目电网接入权限的可能性，咨询机构AFRY公司和投资者商本哈根基础设施合作伙伴（CIP）日前与行业媒体一起探讨了这一动向。

National Grid公司的工程师正在处理接地电缆，确保电网设施的安全稳定运行

英国能源安全与净零排放部（DESNZ）在去年12月发布的《电力市场安排审查》进程更新文件中阐述了其政策导向，该部门正在考虑对英国电力市场运作方式进行重大调整。

该文件提到，“除了限定新建的储能项目之外，我们不再考虑对改革之后的电力市场定价下的输电网络接入权限进行调整。”

英国电力市场安排审查（REMA）改革涵盖多个方面，其中最主要的是可能实现从英国国家电力市场向区域电力市场的转变，但其中之一就是为新的能源项目赋予非固定电网接入权限，此举或有助于更多储能系统接入电网。

储能项目或许可以规避双重风险

电力市场咨询服务领域的权威机构AFRY公司的负责人Tom Williams解释说，在实际运营过程中，虽然电池储能项目获得非固定接入权限具有更高的灵活性，但同时也意味着这些储能项目可能会在没有补偿的情况下被电网运营商National Grid公司关闭。

他说：“与拥有固定接入电网权限的能源项目不同，这些项目在平衡机制下计划输出减少时会获得补偿（平衡机制是National Grid公司平衡电网供需的主要工具）。然而，对于拥有非固定接入权限的能源项目来说，一旦其连接被中断，则无法获得任何形式的补偿。这也意味着，在需要减少支出的情况下，National Grid公司会优先考虑中断这些非固定接入权限资产的连接。

但这一做法潜藏着双重风险，因为此类更改可能只针对新建项目。因此，那些效率更高且污染更少的新建能源项目可能会面临被关闭风险，而反观那些效率相对较低或污染更为严重的原有能源项目却得以继续运行。这不仅会推高电力系统整体成本，还可能引发增加碳排放量。”

他进一步指出，“新旧储能系统在面临的挑战上存在着显著差异。”

这是因为储能技术（尤其是锂离子电池储能系统）足够新，新旧之间的差异并不那么显著。事实上，在2018年至2019年期间，电池储能系统开始在英国广泛部署，英国如今运营的电池储能系统达到7GWh以上（这一数据来源于Solar Media公司发布的英国电池储能项目数据库报告）。

储能项目风险与回报更加合理

尽管Williams并未提及，但仍存在这样一种可能性：在电力生产过剩且价格较低的时段，电池储能系统的运营商选择不向电网供电。

英国能源安全与净零排放部（DESNZ）似乎在其更新文件中似乎已注意到这些因素，并明确表示：“我们认识到，对于新兴的储能系统来说，在固定接入报价中合理权衡风险与回报可能更为恰当。当然，这还需综合考量其他可能的制约因素。既然改革后的定价机制已被选定REMA方案为首选，那么未来仍有进一步研究的余地。”

咨询机构Aurora Energy Research公司在去年就荷兰推行类似改革进行探讨时，一位分析师着重指出了储能系统充电时段与电力过剩时段的重合现象。据评估，削减电网费用将有力提升储能系统的经济可行性，自从改革实施以来，荷兰的电池储能市场也取得了显著进展。同样，法国与西班牙也发布了类似的非固定电网接入规定。

Williams强调，在考虑这些变革时，需要记住，英国电力市场安排审查（REMA）的区域价格选项将在某种程度上减少所有资源的接入权限。

日前，投资商哥本哈根基础设施合作伙伴（CIP）公司做出最终投资决定（FID），计划在苏格兰部署三个电池储能系统，总规模为500MW/1000MWh。

行业媒体向哥本哈根基础设施合作伙伴（CIP）公司询问了有关电力市场改革的问题，该公司英国市场总监Malcolm Paterson表示，正如Aurora Energy Research公司所设想的那样，电池储能系统意味着这种变化应该会减少财务影响。但是，在增加输电容量的同时采取分阶段的方法可能会更好。

英国商业总监Malcolm Paterson表示，此举旨在加速将更多的储能系统连接到电网。从逻辑上来说，电池储能系统能够在特定时间内根据实际需求灵活选择充电或放电，因此大幅降低损失收入风险。然而，重要的是评估电池储能系统受到约束的可能性。例如，投资者可能最初会接受非固定连接，然后在了解到电网将进行更广泛的升级后再寻求固定接入。我们相信，这一原则在输电领域同样具备可行性。

电力市场安排审查（REMA）的主要目的是提高英国能源市场的运营效率和投资，然而，关于向区域市场转型的提议，却遭到一些行业人士的质疑与反对。 

原标题：英国：储能项目或许可以规避双重风险