過去的一年里，中國儲能應用領域向電網側擴張。電網側儲能是去年中國儲能市場中新增規模最大的應用領域。

儲能分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能等種類。

由于電化學儲能快速、靈活的特點，在現代電力系統發電、輸電、配電、用電等環節的價值日益凸顯。本文所指的電網側儲能，是指應用在輸電、配電側的電化學儲能項目，在現實中一般由電網或電網下屬公司投資、運營，多應用在配電側。

2018年是中國電網側儲能發展的元年，規模迅速增長。公開資料顯示，截至去年前三季度，電網側儲能項目投運規模已達150MW，其中新增裝機140MW。此外，規劃及在建中的電網側儲能項目達465MW。作為對比，全球電網側儲能項目僅為756.5MW,其中新增規模為301MW，這意味著中國市場新增電網側儲能項目規模接近全球新增規模的一半。

中國電網側儲能市場的爆發式增長，受益于風、光等間接性電源規模增長，中國電網面臨著波動越來越大的峰谷負荷差，中國電網公司開始重視儲能在調峰、調頻等多個電力輔助服務領域的價值。

目前電網側儲能還處于試驗示范階段，電網公司更多在研究確認儲能在電網側的應用效果及前景。由于中國電網公司的龐大體量，僅僅示范，就使中國電網側儲能的新增規模達到前所未有的高度。

但由于中國電力市場尚未完全建立，儲能在電力系統中的輔助服務價值無法量化評估，并在市場中自由買賣。目前電網側儲能還沒有一個成熟的商業模式，在示范階段，仍可采用電網公司投資的權宜之計，未來如要大規模發展，商業模式是必須解決的問題。

中國電網側儲能市場開啟

去年12月，南方電網總經理曹志安主持召開儲能工作討論會，會議明確南網將布局儲能在新能源消納、海島獨立供電、配用電側應用等方面示范項目，并決定將研究制定儲能發展的指導意見。

這是繼國家電網鼓勵下屬省級電網先試先行電網側儲能項目后，首個從總公司層面規劃電網側儲能發展戰略的電網公司。這也意味著，國網進行多個電網側儲能示范后，南網將緊隨其后，開啟南網范圍內的新一輪電網側儲能項目。

2018年之前，儲能在發電側、用電側已多有運用，2018年電網側儲能項目發展迅猛，幾乎從無到有，成為儲能第一大類應用場景。

2018年第一個電網側儲能示范項目來自國網河南電力公司。該項目在河南電力公司分布在9個地級市的16個變電站采用分布式方式建設儲能示范電站，合計100MW。該項目是國家電網總部2017年科研課題《多點布局分布式儲能系統在電網的聚合效應研究及應用示范》的配套工程。

緊隨河南之后的，是國網江蘇電力公司投資建設的鎮江儲能電站示范項目。該項目的推進源于鎮江東部地區夏季高峰用電需求。鎮江本地的諫壁燃煤電廠退役后，原規劃接替諫壁電廠的燃氣電廠無法按期投產，鑒于此，江蘇省電力公司決定建設儲能電站來彌補需求。

與河南儲能電站分布在多個地級市不同，鎮江項目集中在鎮江市的東部地區，分為8個儲能電站，合計達101MW，這也使鎮江項目成為全球最大的電網側儲能項目。

國網江蘇經研院規劃發展研究中心主任黃俊輝透露，早在儲能項目規劃之前，考慮到省外來電規模越來越大，為提高這一外部條件下的江蘇電網運行的安全性，江蘇電力公司開發了一套“源網荷友好互動系統”，如外來電供給波動，可聯動電源、電網、用戶及時響應，保證電網安全運行。

儲能電站投運后，“源網荷”系統升級為“源網荷儲”系統，儲能除滿足電力需求外，也可以發揮其充放電靈活性，來滿足江蘇電力系統安全運行的需要。

鎮江項目之后，江蘇電力公司一發不可收拾。去年10月25日，江蘇省開始第二批電網側儲能電站項目招標，合計規模達201.6MW，分布在蘇州、南京、昆山三地。

江蘇之外，還有湖南、甘肅等省份投產有50MW以上的電網側儲能電站項目。正是國網內密集推進儲能電站示范項目，最終形成了2018年國內電網側儲能市場的井噴。

電網側儲能項目的興起，與近年來電源側發生的變化相關。過去，電源側火力發電機組是絕對主力，這些電源出力可控，電網內負荷波動主要來自用電側。

隨著國家以煤為主的能源體系向清潔能源轉型。風電、光電等間歇式電源逐漸占據了新增電源的主要部分，并在電網調度中享有優先調度的地位。發電側的波動越來越大，這給調度帶來了難題。

儲能既能充電又能放電，用電高峰可以放電，低谷時可以充電，可以有效平抑電網內峰谷波動。此外，儲能響應時間可以達到秒級，在一秒鐘之內進行充放電的切換，作為比較，燃煤電站響應速度在1分鐘之內，儲能的響應速度比燃煤電站高出了1個數量級。

正是由于儲能的這種技術特性，在電網側儲能之前，儲能在新能源消納示范、火電調頻等領域已經有了較大規模的發展。也正是由于儲能的技術特性在越來越多示范項目中的體現，電網公司開始逐漸重視儲能在電網側的應用。

目前相關機構尚未有2018年全年的電網側儲能電站投運數據。不過根據前三季度的情況，預計全年國內電網側儲能電站投運規模將達到350MW。

盡管如此，電網側儲能在國內仍處于剛剛起步階段。在國家電網內部，正如河南項目是承接國網總部的科研課題一樣，電網側儲能項目總體還處于示范科研的階段。

接近國家電網的業內人士透露，國家電網對電網側儲能的態度是鼓勵示范，但要求步伐謹慎，不過快發展。該人士認為，電網安全茲事體大，他理解電網公司的謹慎態度，因此，今年電網側儲能示范項目密集投產后，電網公司至少需要1-2年的時間來研究、總結，為下一步儲能進入電網規劃奠定基礎。“明后兩年不指望會有太多電網側儲能項目，規模肯定不超過今年，大規模增長應該在2020-2021年。”

商業模式難題待解

目前電網公司投資儲能電站采用了權宜之計。比如江蘇電力公司投資的鎮江儲能電站，由江蘇電力公司下屬的能源服務有限公司投資運營，為江蘇電力公司提供服務，再由江蘇電力公司支付租金。

知情人士透露，江蘇電力公司支付的租金來自火電廠輔助服務的獎懲資金，和打造“源網荷”系統的資金。此外，儲能電站還可以通過峰谷價差，來獲取部分收入。

這一模式已成為電網側儲能項目的普遍模式，是彌補儲能電站經濟性的權宜之一。

儲能電站由于要承擔調峰、調頻等輔助服務職能，所以在相當的時間內是不發電的，僅僅依靠如傳統的火電廠的固定上網電價，難以解決儲能電站的投資回報問題。

這方面的解決方案是電力市場化，在電力現貨市場中，市場會發現儲能電站調頻、調頻的價值，并為其定價。但我國的電力市場正在構建過程中，目前電價仍然是政府定價，后續隨電力市場的發展、完善，這一問題將得到解決。

在目前的階段，儲能電站的商業模式，其一可參照抽水蓄能電站，設置兩部制電價，既體現儲能電站的電量價值，又體現其容量價值。但這需要發改委相應的電價政策。

業內普遍認為，目前最現實可行的方式，是將電網側儲能電站作為電網的“元器件”，發揮電網所需要輔助功能。但這一模式能夠運轉，需要能源局的同意。

目前我國的電力體制正處于改革中，電網從上網電價、銷售電價的差價中獲得收入，將轉變為核定輸配電價，電網僅承擔輸電功能，按電量大小收取過網費的模式。

電網公司大規模投資電網側儲能電站，其前提，是國家能源局將儲能電站作納入核定電網公司輸配電價的準許成本內。目前，省級電網公司輸配電價已經全部核定完畢，調整周期為三年。這意味著，作為一個新生事物，電網側儲能電站需要被能源局接納，并據此修改輸配電價。

南網內部一份報告曾提出另一種思路，即現階段可以由電網公司提供容量補貼，來促進電網側儲能電站的發展。

業內人士分析認為，該設想與前者相比，更有利于第三方投資主體進入電網側儲能市場，有利于提升效率、降低成本，但同樣涉及一個問題，容量補貼最終仍然會進入電網公司的運營成本，與前者一樣，最終仍然需要反映在輸配電價上。

上述人士表示，類似解決方案的難點是如何在現實推進。儲能電站納入輸配電價準許成本也好，電網進行容量補貼也好，甚至兩部制電價也來，電網側儲能電站的投入，最終會在電價上體現出來，帶動電價上漲，這與與時下政府正力推的降電價政策方向不符，這將影響到類似解決方案相應政策落地，注定“將是一個博弈的過程。”