美国市场电池储能承购协议需要考虑的关键因素

北美最大清洁能源产业展会RE+于9月11日在美国拉斯维加斯开幕，本届展会共有约1300家企业参展，中国企业超过300家。 其中，中国储能企业代表宁德时代、比亚迪、阳光电源、亿纬锂能、科华数能、科陆电子、首航新能源等纷纷亮相。

美国作为全球储能尤其是大储盈利模式最为成熟的地区，近两年市场空间增长飞速。根据EIA统计，截至2022年底，美国表前大储装机4.01GW，而规划于2023年落地的大储项目约9.4GW，这意味着美国大储装机将迎来翻倍增长。

那么在巨大的市场空间下，如何玩转美国市场？电池储能承购协议需要考虑的关键因素有哪些？站在客户的角度来理解风险，对储能系统集成商如何提供更好的产品和服务会有所启发吗？

推荐这篇由美国精品能源交易律所Nathan Santamari 撰写的《电池储能承购协议需要考虑的关键因素》，作者系统分析了美国电池储能承购协议的特征，并强调了开发商和承购商在协议构建和谈判中的需要考虑的关键问题。

原文如下：（作者：Nathan Santamari；翻译：CLEANdata）

本文阐述了这些协议的一些特征，并强调了开发商和承购商在协议构建和谈判中的需要考虑的一些关键问题。

BESS 项目的合同承购结构取决于系统待销售的产品。BESS项目具备提供一系列服务的技术能力。据美国能源部称，在全球范围内，针对容量属性进行部署时，BESS项目当前最突出的用途是输电阻塞缓解服务、黑启动辅助服务和配电可靠性服务。当针对能量属性进行部署时，大宗能量服务（即可再生能量时移）占用例的大部分。出售给承购商的特定产品清单理所当然会对整个承购协议的结构和条款产生重大影响。就本文而言，我们假设 BESS 项目旨在单独销售容量、单独销售能量或两者兼而有之。

对于出售容量属性的项目，开发商及其客户必须考虑在不需要将能源调度给客户的情况下是否可以将储存的能量出售给第三方。在许多仅容量承购安排中，充电的能源由承购商自身生产，并在整个项目中收费，承购商自始至终保留所有权——这种结构消除了第三方销售的可能性。对于承购商不提供充电能量的纯容量安排，BESS 必须通过组合且连接的发电源（例如太阳能+储能设施）或通过从电网购买来获取能量。在这种情况下，项目业主可能希望有权将这些储存的能源出售给第三方。

特定项目销售的产品清单也将影响承购商所需的性能测试。例如，纯能量承购协议通常侧重于测试和保证调度可用性、充电率、放电持续时间、实际装机容量（未纳入计算调度可用性函数的范围内的情况）以及爬坡率和响应时间。相比之下，爬坡率和响应时间测试对于与频繁调度需求不太相关的容量协议承购商来说可能就不太重要。

如果承购商也是充电能源供应商，则往返效率（RTE）将是一个重要的绩效属性，这通常会导致合同保证的 RTE 信用以获得卓越的存储效率和/或对过度存储损失的相应违约金进行评估 。在一些发电加储能相结合的项目中，来自连接的发电设施的能量部分直接出售给承购商，部分存储然后出售给承购商，对储能系统的 RTE 保证可能仍然有意义，因为充电效率低下，将减少发电设施的能量存储和直接能源销售。因此，系统所需的性能驱动其用例；如何证明性能，必须由开发商和承购商仔细考虑，并在承购协议中明确规定。

长期储能承购协议的支付结构通常包含一个共同点：每月对设施的实际储能容量（以MW为单位）收取固定费用，无论期间实际释放的能量如何。这是纯容量结构中的预期考虑，但对于纯能量承购情景也很常见。在后一种情况下，交付的产品（MWh能量）和项目的支付结构（美元/MW容量）之间存在差异。不过，只要容量费用适当调整以覆盖运营和维护和融资成本，这种差异在商业上是可行的。在这两种情况下，定期的承诺容量付款可以支持项目的长期有限追索权项目融资。还可能需要额外的可变费用或对固定付款的调整，以支付与实际需求相关的运营成本。

然而，这些承购协议的市场模式并不是市场上存在的唯一支付结构。一些公用事业公司提出了一种替代长期容量支付的结构，其中涉及在实现商业运营后向系统业主支付大笔预付款。例如，这笔预付款将构成项目商定净现值的 70%，计算方法是将商定的美元/MW容量值乘以项目的铭牌容量。在这种情况下，项目剩余 30% 的净现值将按等额定期分期支付，从表面上涵盖了运营和维护成本、任何剩余债务偿还以及业主的投资回报。在考虑下面两个进一步的细节之前，这个结构似乎好得令人难以置信：第一，为换取70%的商业运营付款，业主需缴纳相当于全部付款的履约保证金；其次，承购方绝对禁止对资产留置，包括在商业运营日期之后确保项目融资的留置权。考虑到这些因素，商业贷款机构不太可能长期、无担保地向此类项目提供贷款。即便如此，大型性能安全保障仍需要某种抵押或资产基础。综合起来，业主可能被迫在自己的资产负债表上承担商业运营后的资本成本。这种安排的商业可行性仍有待证明。

开发商和公用事业公司需要考虑的另一个复杂问题是如何评估项目在合同期限后可能产生的任何收入（例如，商业收入或签署替代承购合同），以及在承购范围内应考虑此类价值的程度协议本身。如果合同期限短于项目的预期寿命，承购商可能会建议在承购合同开始时考虑此类评估。

在此基础上，承购商将推动降低每月容量支付的价格。这存在几个主要风险。首先，存在残余的、未经证实的技术风险，因为公用事业规模的 BESS 项目的运营时间不够长，无法保证业主及其贷款人在商业运营后长达 15 年的收入流。

此外，当前 BESS 储能市场的动态如此不稳定——技术不断发展、成本下降、公用事业和州 PUC 标准波动以及私人需求不确定——以至于在任何长期协议结束时准确预测商业收入都异常困难模拟。当然，贷款人不愿意在超过承诺的承购期限后放贷，但投资者也可能会寻求限制其风险敞口。 

因此，在公用事业规模发电领域，将合同期后未来收入的 NPV 值考虑到当前容量定价可能是行不通的。可以预见的是，开发商将推动定价反映仅在协议承诺期限内建造、拥有和运营储能设施的成本。

电站的容量多久测试一次？项目的容量评级是其主要收入驱动因素，因为付款和定价通常以美元/MW为基础。然而，从化学角度来看，BESS 项目一直处于衰减状态。

开发商知道如何通过设施过度建设、扩建、扩建和更换等措施来解决这个问题。但在这个不断发展的技术空间中，衰减模式并不总是稳定和可预测的，特别是在 BESS 项目的实际运行使用可能变化且紧张的情况下（即使在商定的运行使用限制内）。 

由于付款义务与容量相关，承购商当然希望尽快知道他们的付款是否不再与系统的实际容量相匹配。与此同时，承购商当然希望确信始终存在最低容量水平。

为了实现这些目标，他们将寻求确保的容量供应承诺，同时评估违约金，并在容量不足时实施严格的终止权。因此，一个关键的争议点是如何在承购协议期限内设定、测试和重置电站的容量评级。

例如，较传统的光伏电站的容量等级不太可能在通过调试测试后进行测试；光伏组件的衰减模式更加可预测且经过充分验证。然而，BESS 项目承购方通常寻求更频繁的测试制度，在某些情况下每月一次，而在其他情况下根据要求进行测试。开发商和承购商（彼此相反）应该以谨慎和机遇的态度看待这一点。一方面，频繁的容量测试造成管理负担和成本高昂之外，但也意味着短期性能缺陷将被及时记录，从而减少测试之间的每月付款，甚至引发违约金。另一方面，频繁的测试允许电站在出现暂时的、可治愈的短缺或进行容量增强投资后重置其评级。

为了说明这一点，请考虑以下场景：一个 100 MW 铭牌容量的 BESS 项目有义务在期限内将容量维持在铭牌容量的 98%；每月储能费用按测试容量的美元/MW 计算，上限为铭牌的 105%；根据其储能容量承购协议，每月进行测试。该系统由开发商超额建造，并在测试中定期达到 105 MW。然而，由于合同上分配给开发商的风险事件，容量在单月内测试为铭牌的 98%，导致每月储能容量付款重置为铭牌的 98%，但仅限于异常值的月份。现在考虑每年进行一次测试的场景：当月的暂时下降将减少开发人员在接下来十二个月内的收入。

因此，开发商和承购商之间在容量测试的频率方面将会存在紧张关系。无论折衷方案如何，开发商在容量测试结果偏低或失败后始终有机会立即修复和重新测试似乎是合理的，并且符合双方的利益。无论如何，测试和确保条款必须仔细考虑并在起草承购协议时明确阐明。

充电成本以及电站负荷和储能损耗的责任可能会根据项目类型和部署的技术而有所不同。充电成本是与BESS定期充电直接相关的运营成本，例如从公用事业公司传递的调度和配电网服务费，以及充电过程中产生的运营成本。

根据承购协议的结构，这些成本可能包括充电能量本身的单位成本。电站负荷损耗（又称电站辅助服务）通常包括 BESS 正常运行所需的日常耗电量。其中包括：风扇、气候控制和暖通空调系统、照明、冷却塔功能、安全和设施的其他辅助系统的运行。储能损耗是指通常发生在电化学储能系统中的 BESS 荷电状态的普通衰减。

在可再生能源发电加储能项目中，相关的可再生能源发电站通常会承诺将其 100% 的能源出售给承购商，无论是通过立即销售发电还是延迟销售存储的能源。这种时间延迟既会导致现金流延迟（存储的能量直到发电后的某个时间才货币化），也会因电站负荷损耗和储能损耗而导致销售的总能量减少。如果相关发电项目的能源无法获得，业主可能需要从电网直接购买充电能源，并且应该拥有这样做的自由度。这种结构将收取能源成本（包括潜在的套利和节省）和储能损耗的全部责任交由项目业主承当。

然而，如上所述，完全依赖电网提供充电能源的项目通常会通过充电安排从公用事业承购商本身获取电力，其中承购商/充电能源供应商保留对所有存储的能量的所有权。

如何计量和计算电站负荷和储能损耗是储能承购协议中的主要考虑因素。在储能损耗的情况下，BESS 充电和放电之间的延迟、BESS 组件不可避免的衰减（可能降低充电效率）以及潜在的缺陷等综合因素可能会对项目的 RTE 造成重大影响。这些损耗通常由业主承担，但须遵守 RTE 担保机制中反映的适度补贴条款。

在电站负荷损耗的情况下，运行 BESS 所需的自身功耗，特别是维持设施安全运行温度所需的能源密集型通风和冷却系统，会显著改变电池荷电状态 (SOC) ）。承购商通常要求将这种能量损耗与提供给电池的任何充电能量分开计量和支付。虽然这样的计量方式使电站负荷损耗变得简单明了，但并非所有 BESS EPC 承包商（包括一些主要供应商）都允许对电站使用进行单独计量。在这些情况下，还需要在承购协议的 RTE 保证中留出足够的补贴，以应对这一巨大的电力消耗。在季节性（和每日）温度波动较大的地方，设置 RTE 补贴变得更加复杂 - 在夏季炎热（或白天高温）时用于冷却的能量可能会明显高于在寒冷的冬季（或深夜） ）。商业和技术团队必须通过 RTE 保证计算仔细工作，以管理与天气相关的电站负荷风险。考虑到这一点，RTE 保证可以被构建为跟踪季节性调整的电站负荷曲线相关。商业和技术团队必须通过 RTE 保证的计算仔细工作，以管理与天气相关的电站负荷风险。考虑到这一点，RTE 保证可以被构建为跟踪季节性调整的电站负荷曲线。

将电站负荷和储能损耗指标混合到单个 RTE 计算中还存在一些其他缺点。在电站使用受到限制的时候（由于季节性温度波动或运行效率），无论 RTE 保证下提供的 RTE 灵活性如何，都可以用来弥补由于自然或运行引起的容量下降而造成的普通储能损耗。这在某些方面有利于项目业主，但掩盖了关键的性能缺陷警告。在这些情况下，承购商和业主很难让项目运营商遵守其控制范围内的效率标准。因此，在需要严格测量 RTE 的项目中，能够单独测量电站负荷的 BESS 供应商可能是更好的选择。

最后，各方必须在商业运营日期之前就充电能量的成本（和最终放电）做出商业决策。由于承购商通常不会对未经测试的项目做出承诺，因此他们不愿意为任何 COD 充电前的能量付费，即使其收费方式与商业运营后相同。解决这个问题的一个办法是让承购商承担充电能量的成本，但随后有权获得因商业运营之前收到的充电能量而产生的任何放电能源的销售所带来的经济利益。在缺乏可行的第三方销售选择的情况下，承购商将有义务以商定的重置价格（通常与项目所在地区可接受的电力市场价格挂钩）购买发出的能量。

BESS 性能保证的动态和陷阱是可以另开一篇文章来讨论关键问题。在这里，我们强调在公用事业承购安排中经常提出但很容易被忽视的最微妙和最严格的问题之一：实际容量在衡量实际可用性中所扮演的角色。传统上，可用性是衡量工厂在给定时间点释放任意数量能量的能力指标。可用性测试的重点不是有多少功率，而是是否有能量，反映了设施的运行质量和基本技术耐用性。因此，可用性是对电站的开/关比率的测量，在特定时间段内测量。然而，许多承购商提出了一种可用性计算公式，其中将电站的实际容量作为测量的一部分。除了单独的特定于容量的计算和保证之外，这通常也被纳入其中。因此，容量测量不稳定的项目不仅会面临容量保证违约的风险，而且还会面临可用性保证违约的风险，从而因同一根本问题而触发双倍违约金支付。

理想情况下，可用性适用的测量可以完全脱离容量读数，在每种情况下都遵循商定的计算公式。在这种情况下，承购协议可以建立仅测量某个时间点的MW容量的短期容量测试或测量数小时内（或从充满电到零充电）以MWh为单位的容量的周期容量测试。这类容量测试将允许进行独立的可用性测试，该测试不包含容量变量。这将澄清任何特定性能缺陷的性质（即每次测试仅测量一个关键变量），并允许承购商根据需要通过合理评估的违约金获得适当补偿。

严厉的违约终止补救措施已经进入储能承购市场，例如违约所有者可能被要求加速并支付全部净现值，作为一种违约金（有时不使用此类术语）该期限内所有剩余存储承购容量付款。

此外，业主通常需要提供巨大的履约保证，这可能会促使承购商在终止时采取更激进的补救措施。但一揽子终止付款条款对承购者因业主违约而遭受的实际损失或损害几乎没有影响，可能无法执行。在典型的买卖合同中，非违约方有义务通过寻找产品的替代来源来弥补和减轻损失。

因此，粗暴、过度的终止付款不应成为常态。相反，终止赔付条款应考虑承购者因终止（缓解后）而遭受的实际经济损失，包括解除相关对冲或签订替代安排时产生的实际第三方成本。  

不可抗力的例外情况

不可抗力是一系列法律、商业和运营问题。我们在此简要强调在储能承购安排的起草和谈判中经常出现的三个核心问题。

首先，众所周知，RFP 中经常公布的储能承购协议（或其条款清单）的形式缺乏具体规定哪些义务可以因不可抗力而免除。某些义务在其起草过程中表述得如此绝对，以至于承购者可能会辩称，在这种情况下，不可抗力并不能提供豁免。例如，RFP 条款清单草案可能会为关键项目里程碑确定某些保证日期，但没有明确这些日期是否会因不可抗力事件而延长。里程碑的保证性质是否旨在推翻不可抗力保护？或者，如果合同中规定了可用性保证，则不可抗力事件的发生是否会导致业主无法实现可用性保证，和/或可用性计算公式是否考虑了不可抗力导致的中断期间？这些例子中的模糊性可能会损害所有者的利益，并且如果模糊性导致纠纷，双方都会付出高昂的代价。

关于不可抗力条款适用性的问题可以通过仔细、精确的合同起草来解决。不可抗力条款本身的起草方式应表明可给予不可抗力救济的一方义务的范围；这一范围通常涵盖一方除付款义务之外的所有义务。不可抗力的广泛应用可能还需要在合同中的各个点上准确提及救济和/或如何给予救济。然而，添加对不可抗力的具体提及可能会导致人们对为什么在一项义务中明确提及不可抗力救济而不是另一项义务产生歧义，即使其意图是适用于两者。因此，我们建议添加具体、精确的措辞，以表明临时提及不可抗力救济并不影响不可抗力救济对合同义务的一般适用；相反，插入它们只是为了清楚起见或为在特定情况下如何给予不可抗力救济添加具体的细微差别。

其次，公用事业承购商通常可以控制设施充电和放电，并对限电决策和义务产生影响（如果不是控制的话）。这些和其他承购者的权利和责任可以为了业主的利益纳入不可抗力条款中，只要它们阻止或阻碍业主对设施的运营。例如，当输电或系统运营商下令时，公用事业公司可能会试图向业主施加由于电网拥塞而导致限电的风险，即使该公用事业公司或其附属机构是输电或系统运营商，并且有裁量权和经济动机来限制某一些发电能源和容量资源，而不是其他资源。业主应有权对此类风险寻求不可抗力豁免，因为这些风险完全超出其控制范围。

在某些情况下，限发实际上可能不会影响核心所有者的义务。例如，在仅容量合同中，根据实际容量的测量方式，即使电厂已被电网运营商限发，业主仍有可能测量并满足其容量保证。这就要求通过在合同中建立绩效标准和计量点，通过合同使业主免受电网风险的影响，这些标准和计量点可以完全通过内部工厂运营进行测量，而不依赖于电网的可用性。

第三，电池存在一个已知但被误解的安全风险：火灾。最近备受瞩目的澳大利亚特斯拉大型电池项目于 2021 年 7 月在测试期间起火，导致整个系统瘫痪，直到当年 12 月初。大型锂离子 BESS 内还发生了 40 多起此类火灾，其中大多数发生在过去 3 年内。锂离子电池火灾的强度和持续时间使得此类事件对于干燥、火灾多发地区或人口稠密的城市环境来说具有很高的风险。因此，如果当局认为某些 BESS 技术太危险而无法在其各自的管辖范围内运行，不可抗力条款应足够明确，以便管理和分配火灾风险以及相关监管风险。现在，不可抗力条款通常会为政府下令关闭或其他导致项目运营成本更高或不可能的监管变化提供救济。但如果监管命令一般针对 BESS 项目，或者特别针对业主部署的系统类型，那么就会引发谁应该承担额外成本的问题。考虑到风险，谨慎的不可抗力起草应考虑这些情况，从而在此类事件发生之前明确分配风险。

最后但并非最不重要的一点是，虽然运营数据看起来只是 BESS 项目整体运营的一小部分，但它对于业主及其公用事业承购商来说可以具有巨大的价值。两类公司都在寻求在复杂、未经证实和不断发展的技术上驾驭并展开竞争，同时驾驭波动和不可预测的市场。然而，承购合同中承购方要求（或要求绝对义务）设施运营和资本成本数据的广泛自由度可能会导致敏感运营、专有、经济和财务信息的披露，从而危及业主的竞争优势。尽管如此，承购合同中规定报告和数据共享义务的语言通常被规定为与产品销售相关或证实项目成本所需的任何数据的按需、全面移交。

相反，这些请求应仔细削减为公用事业公司合理要求的具体数据，以安全有效地监控其能量和容量供应商。通常，当地系统运营商、公用事业委员会和联邦监管机构有义务向公用事业公司提供有关 BESS 项目等发电资产的特定数据集。在承购协议的起草和谈判过程中也应尽可能列举这些要求。我们建议尽可能准确、合理地阐明报告义务，以维护业主的商业信心，同时为承购商的实际运营和监管需求提供重要数据。

结论

BESS 项目开发的蛮荒时代以及所部署的相对较新且不断发展的技术的商业化可能会让许多经验丰富的电力行业所有者和承购商措手不及。我们试图帮助各方仅掌握这些承购安排的众多独特特征中的一小部分。

我们希望帮助各方回避一些众所周知的合同漏洞，这些漏洞可能会导致意想不到的结果或旷日持久的争议。与可再生能源发电购电协议等成熟的承购安排相比，BESS 项目的承购合同仍然需要大量的、针对具体项目的、创造性的和批判性的思维，以在项目生命周期内形成和维持预期交易。我们希望本文能够为打算拥有或购买这些项目的各方启动这一流程。