由于电化学【xué】储能【néng】快速、灵活【huó】的【de】特【tè】点，在现代电力系统发【fā】电、输电、配电、用电等环节的价值日益凸【tū】显。本文所【suǒ】指的电网侧【cè】储能，是指应用在输电【diàn】、配电【diàn】侧【cè】的电化学【xué】储能项目【mù】，在现实中一般由【yóu】电网或电网下属公司投【tóu】资、运营【yíng】，多应【yīng】用在配电侧。
2018年【nián】是中【zhōng】国电网【wǎng】侧储能发【fā】展的元年【nián】，规模迅速增长【zhǎng】。公开资料【liào】显【xiǎn】示，截至去年前【qián】三【sān】季度，电【diàn】网侧储能【néng】项目投运规模已达150MW，其中新【xīn】增装机140MW。此外，规划及【jí】在建中的电网侧【cè】储【chǔ】能项目达465MW。作为对比，全【quán】球电网【wǎng】侧储能项目【mù】仅为756.5MW,其中新增规模为301MW，这意味着【zhe】中【zhōng】国【guó】市场新【xīn】增电网侧储能项目规模【mó】接近全【quán】球新增规模的一半。
中国电网侧储能市【shì】场的爆【bào】发式增长【zhǎng】，受【shòu】益【yì】于风、光等间接性电源【yuán】规模增长，中国电网面临着波【bō】动越来【lái】越大的峰谷负荷差，中国电网公司开始重【chóng】视储能在调峰【fēng】、调频【pín】等多个电力【lì】辅助【zhù】服【fú】务领【lǐng】域的价【jià】值。
目【mù】前电网侧储能还处于【yú】试验示【shì】范阶段，电【diàn】网公司更多在研究确认储能在电【diàn】网侧的应用效果及【jí】前景。由于中国电网【wǎng】公司的庞大【dà】体量，仅【jǐn】仅示范，就使中国【guó】电网侧【cè】储【chǔ】能的新增规模【mó】达到前所未有【yǒu】的【de】高度【dù】。
但由于中国【guó】电力市场尚未完全建【jiàn】立，储【chǔ】能在电力系统中的【de】辅助【zhù】服【fú】务【wù】价值无法量化【huà】评估，并在市【shì】场中自由【yóu】买卖【mài】。目前电【diàn】网侧储能还没【méi】有一个【gè】成【chéng】熟的【de】商业模式，在示范阶段，仍可采用电网公司【sī】投资的权宜之计，未【wèi】来如要大规模发展，商业模式是必须解决【jué】的问题。
中国电网侧储能市场开启
去年【nián】12月，南【nán】方电网总经理曹志安【ān】主持【chí】召开储【chǔ】能工作讨论会，会议明确南网将布局储【chǔ】能在新能源消【xiāo】纳、海岛独立【lì】供电、配用电侧【cè】应用等【děng】方面示【shì】范项目，并【bìng】决【jué】定将研【yán】究制定储能发展的【de】指导意见。
这是继国【guó】家电【diàn】网【wǎng】鼓励下属【shǔ】省级电网先试先行电网侧储能项目后，首个从总公【gōng】司【sī】层面规划电网【wǎng】侧【cè】储能发展战略的电网公司【sī】。这也意味着，国网进行多【duō】个电网侧【cè】储能示范后，南网将紧随其后，开启南【nán】网范【fàn】围【wéi】内的新一【yī】轮电【diàn】网侧储能项目。
2018年之前，储能在发电侧、用【yòng】电侧已多【duō】有运用，2018年电【diàn】网侧储能【néng】项【xiàng】目发展迅猛，几乎从无【wú】到【dào】有，成为储能第一大类应【yīng】用场景。
2018年第一个电网侧储能【néng】示范项【xiàng】目来自国网河【hé】南电力公司。该项目在河南【nán】电力公司分布在9个【gè】地级市【shì】的16个变电站采用【yòng】分布式【shì】方式建设储能示【shì】范电【diàn】站，合计100MW。该项【xiàng】目是国家电网总部2017年科研课题【tí】《多【duō】点布局分【fèn】布式【shì】储能系统在电网的聚合效应研究及应用示范》的配套工程。
紧随河南之后的，是国网江【jiāng】苏【sū】电力【lì】公司投资建设的镇江储能电站【zhàn】示【shì】范项【xiàng】目。该项【xiàng】目【mù】的推进源【yuán】于镇【zhèn】江东部地区夏【xià】季高峰用电需求。镇江【jiāng】本地的【de】谏壁燃煤电厂退役后，原规划【huá】接替谏壁电厂的燃气电厂无法【fǎ】按期投产，鉴于【yú】此，江苏【sū】省电力公司决定建【jiàn】设储能【néng】电站【zhàn】来弥补【bǔ】需求。
与河【hé】南储【chǔ】能电站分布【bù】在多【duō】个【gè】地级市不同，镇【zhèn】江项目集中【zhōng】在镇江市的东部地区【qū】，分为【wéi】8个储能电站，合计达101MW，这也使镇江【jiāng】项目成为全球最大的电网【wǎng】侧储能项目。
国网江苏经研院规划发展研究中心主任黄俊【jun4】辉透【tòu】露，早在储能项【xiàng】目规划【huá】之【zhī】前，考【kǎo】虑到省外【wài】来电规模越来【lái】越大，为提高这一外部条件下的江【jiāng】苏电【diàn】网【wǎng】运行的安全性，江苏【sū】电力【lì】公司开发了一套“源网荷友好互动系统”，如【rú】外来电供给波动【dòng】，可【kě】联【lián】动电【diàn】源、电网、用户及时响应，保证电网安全【quán】运行。
储能电站投运后，“源网荷”系【xì】统升级【jí】为“源网荷储”系统【tǒng】，储能除满足电【diàn】力需求外，也可以发【fā】挥其充放电灵【líng】活性，来【lái】满足江苏电力系统安全运行【háng】的需要。
镇江项【xiàng】目之后，江苏电力公司一发【fā】不可收【shōu】拾。去年9-21，江苏省开【kāi】始第【dì】二批电网【wǎng】侧【cè】储能电【diàn】站项【xiàng】目招【zhāo】标，合计规模【mó】达201.6MW，分布在苏州【zhōu】、南京、昆山三地。
江苏之外，还有湖南、甘【gān】肃【sù】等省份投产有【yǒu】50MW以上的电网侧储【chǔ】能电站项目【mù】。正是国网内密集推进【jìn】储能电【diàn】站示范项目，最终形成了【le】2018年国内电网【wǎng】侧储能市【shì】场【chǎng】的井喷【pēn】。
电网侧【cè】储【chǔ】能【néng】项目的兴起，与近年来电【diàn】源侧发生的变化【huà】相关。过去，电源【yuán】侧火力【lì】发电机组是绝对主【zhǔ】力，这些电源出力【lì】可控，电网内负荷波【bō】动主要来自用电侧。
随着国家以煤为主【zhǔ】的【de】能源【yuán】体系向清洁能源转型。风电、光电等间歇式电源逐渐占据了【le】新增电源的【de】主要部分，并在电网【wǎng】调【diào】度中享有【yǒu】优先调度【dù】的地位。发电侧的波动【dòng】越来越【yuè】大【dà】，这给【gěi】调度【dù】带来了难题。
储能【néng】既能充电又能放【fàng】电，用电高峰可【kě】以放电，低谷时可以充电，可以有效平抑电网内【nèi】峰谷波动。此外，储【chǔ】能响应时间可以达到秒级【jí】，在【zài】一秒钟【zhōng】之内进行充放电的切换，作为比较，燃煤电【diàn】站【zhàn】响【xiǎng】应【yīng】速度在【zài】1分钟之内【nèi】，储能【néng】的响应速度比燃煤【méi】电站【zhàn】高出了1个数量级【jí】。
正是由【yóu】于储能【néng】的【de】这种技术特性，在电网侧储能【néng】之前，储能在【zài】新能源消纳示【shì】范、火电调频等领域已经有了【le】较大规模的发展。也正是【shì】由于【yú】储能的技术特性在越来越多示【shì】范项目【mù】中的体现【xiàn】，电网公司开始逐渐重【chóng】视储能在【zài】电【diàn】网侧【cè】的应用。
目【mù】前相【xiàng】关机构【gòu】尚未有2018年【nián】全年的电【diàn】网侧【cè】储【chǔ】能电【diàn】站投运数据。不过根据【jù】前三季度的情况，预【yù】计全年国内电网侧储能电站投运规【guī】模将达到350MW。
尽【jìn】管如此【cǐ】，电网【wǎng】侧储能在国内仍处于刚刚起步阶段【duàn】。在国家电网内部，正如河南项目是承接国网【wǎng】总部的【de】科研课【kè】题一样，电网【wǎng】侧储能项目【mù】总体还【hái】处于示范科研【yán】的阶【jiē】段【duàn】。
接近国家【jiā】电网的业内【nèi】人士透【tòu】露【lù】，国家电网对电网侧储能的态【tài】度是鼓励【lì】示【shì】范，但【dàn】要求【qiú】步伐【fá】谨【jǐn】慎，不过快【kuài】发展。该人士认为，电【diàn】网安全兹事【shì】体大，他理解电网公司的谨慎态度，因【yīn】此，今年【nián】电网侧储能【néng】示【shì】范项目密集投产后，电网公【gōng】司至少需要9-21年的时间来研究、总结，为下一步【bù】储【chǔ】能进入电网规【guī】划奠定基础。“明后两年不指【zhǐ】望会有【yǒu】太【tài】多电网侧储能【néng】项目，规模肯【kěn】定不超过今【jīn】年，大规模增【zēng】长应该在【zài】2020-2021年。”
商业模式难题待解
目前【qián】电网公司投资储【chǔ】能【néng】电站【zhàn】采用【yòng】了权宜之计。比如江苏电力公【gōng】司投资的【de】镇江储能电站，由江苏电力【lì】公司下【xià】属的能源服务【wù】有限【xiàn】公【gōng】司投资运营【yíng】，为江苏电力公司提供服务，再【zài】由江【jiāng】苏电力公【gōng】司支付租金。
知【zhī】情【qíng】人士透露，江【jiāng】苏电力公司【sī】支付的【de】租金来自火【huǒ】电厂辅助服务【wù】的奖惩资【zī】金，和打【dǎ】造“源网荷”系【xì】统的资金。此外，储能电站还可以通过峰谷价差，来获取部分收入【rù】。
这一模式已成为【wéi】电网侧【cè】储能项【xiàng】目【mù】的普遍模式，是【shì】弥补储能电站【zhàn】经济性的权宜【yí】之一。
储能【néng】电站由于要【yào】承【chéng】担调峰、调频等辅【fǔ】助服务职能，所以【yǐ】在相当的时间内是不发【fā】电的，仅仅【jǐn】依靠【kào】如传统的火电厂的固【gù】定上网电价，难【nán】以解决储能电【diàn】站【zhàn】的投资回报问题【tí】。
这方面的解决方【fāng】案是电【diàn】力市场化，在电【diàn】力现【xiàn】货市【shì】场中，市场【chǎng】会发现储【chǔ】能电站调频【pín】、调频的价值，并为其定价【jià】。但我国的电力市场正在构建【jiàn】过程中，目前电价仍然是政府定价，后续随电【diàn】力市场的发展、完善，这一问题【tí】将【jiāng】得【dé】到解【jiě】决。
在目【mù】前的【de】阶段，储能电【diàn】站的商业模式，其【qí】一可【kě】参【cān】照抽水蓄能【néng】电站，设置两部制电价，既体现【xiàn】储能【néng】电【diàn】站的【de】电量【liàng】价值，又【yòu】体现其容量价值。但这需【xū】要发改委相应的电价政策。
业内普遍认为，目前【qián】最现实可行的【de】方式，是将【jiāng】电【diàn】网侧储能【néng】电站【zhàn】作为电【diàn】网的“元器件”，发挥【huī】电网所需要辅助功【gōng】能【néng】。但这一模式【shì】能够运转，需要能源局的同【tóng】意。
目前我国的电力【lì】体制正处于【yú】改革【gé】中，电网从上网电价【jià】、销售电价的差价中【zhōng】获得【dé】收入，将转变为核【hé】定【dìng】输配电价，电【diàn】网仅承担输电【diàn】功能，按电量大【dà】小【xiǎo】收【shōu】取过网费的模式。
电网公【gōng】司大规模投资电网侧储能【néng】电【diàn】站，其前提，是国家能源局将储能电站作【zuò】纳入核定电网公司输配【pèi】电价【jià】的准许成本内【nèi】。目前，省【shěng】级电网公司输配电价【jià】已经【jīng】全部【bù】核定【dìng】完毕，调【diào】整周期为三【sān】年。这意味着【zhe】，作【zuò】为一个新生事物，电网【wǎng】侧储能【néng】电站需要被能源局接【jiē】纳，并据此修改输配电价【jià】。
南网内部一份报告曾提【tí】出【chū】另一种思路，即现【xiàn】阶段可以由电网公【gōng】司提供【gòng】容量补贴【tiē】，来促进电【diàn】网侧储能电站【zhàn】的发展。
业内人士分析认为，该设想与前者相比【bǐ】，更有利于第三方【fāng】投资主体进入电网侧【cè】储能市场，有利于提升效率、降低成本，但同样涉及一【yī】个【gè】问【wèn】题，容【róng】量补【bǔ】贴最终仍然会进入【rù】电【diàn】网公司的【de】运营成本，与【yǔ】前者一样，最终仍然需要【yào】反【fǎn】映在输【shū】配电价【jià】上。
上述人士【shì】表示，类似【sì】解决【jué】方案的难点【diǎn】是如何在现实【shí】推进。储能电站纳入输配电价准【zhǔn】许成本也好，电【diàn】网进行容【róng】量【liàng】补贴也好，甚至两部制电价也来，电网侧【cè】储能电站【zhàn】的投入【rù】，最【zuì】终会在电价上体现【xiàn】出【chū】来，带动电价上【shàng】涨，这与与【yǔ】时下政府【fǔ】正力【lì】推的降电【diàn】价政策方向不符【fú】，这将影响到【dào】类似解决方案相应【yīng】政策落地，注定【dìng】“将是一个博弈的过程【chéng】。”
