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編者按：受益于風、光等間接性電源規(guī)模增長，電網(wǎng)側儲能是去年中國儲能市場中新增規(guī)模最大的應用領域，有效平抑電網(wǎng)內(nèi)峰谷波動。

過去的一年里，中國儲能應用領域向電網(wǎng)側擴張。

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(xiàn)代電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、用電等環(huán)節(jié)的價值日益凸顯。本文所指的電網(wǎng)側儲能，是指應用在輸電、配電側的電化學儲能項目，在現(xiàn)實中一般由電網(wǎng)或電網(wǎng)下屬公司投資、運營，多應用在配電側。

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

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

目前電網(wǎng)側儲能還處于試驗示范階段，電網(wǎng)公司更多在研究確認儲能在電網(wǎng)側的應用效果及前景。由于中國電網(wǎng)公司的龐大體量，僅僅示范，就使中國電網(wǎng)側儲能的新增規(guī)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(tǒng)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(wǎng)側儲能還沒有一個成熟的商業(yè)模式，在示范階段，仍可采用電網(wǎng)公司投資的權宜之計，未來如要大規(guī)模發(fā)展，商業(yè)模式是必須解決的問題。

中國電網(wǎng)側儲能市場開啟

去年12月，南方電網(wǎng)總經(jīng)理曹志安主持召開儲能工作討論會，會議明確南網(wǎng)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(fā)展的指導意見。

這是繼國家電網(wǎng)鼓勵下屬省級電網(wǎng)先試先行電網(wǎng)側儲能項目后，首個從總公司層面規(guī)劃電網(wǎng)側儲能發(fā)展戰(zhàn)略的電網(wǎng)公司。這也意味著，國網(wǎng)進行多個電網(wǎng)側儲能示范后，南網(wǎng)將緊隨其后，開啟南網(wǎng)范圍內(nèi)的新一輪電網(wǎng)側儲能項目。

2018年之前，儲能在發(fā)電側、用電側已多有運用，2018年電網(wǎng)側儲能項目發(fā)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(wǎng)側儲能示范項目來自國網(wǎng)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(wǎng)總部2017年科研課題《多點布局分布式儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)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(wǎng)江蘇電力公司投資建設的鎮(zhèn)江儲能電站示范項目。該項目的推進源于鎮(zhèn)江東部地區(qū)夏季高峰用電需求。鎮(zhèn)江本地的諫壁燃煤電廠退役后，原規(guī)劃接替諫壁電廠的燃氣電廠無法按期投產(chǎn)，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(zhèn)江項目集中在鎮(zhèn)江市的東部地區(qū)，分為8個儲能電站，合計達101MW，這也使鎮(zhèn)江項目成為全球最大的電網(wǎng)側儲能項目。

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

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

鎮(zhèn)江項目之后，江蘇電力公司一發(fā)不可收拾。去年10月25日，江蘇省開始第二批電網(wǎng)側儲能電站項目招標，合計規(guī)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(chǎn)有50MW以上的電網(wǎng)側儲能電站項目。正是國網(wǎng)內(nèi)密集推進儲能電站示范項目，最終形成了2018年國內(nèi)電網(wǎng)側儲能市場的井噴。

電網(wǎng)側儲能項目的興起，與近年來電源側發(fā)生的變化相關。過去，電源側火力發(fā)電機組是絕對主力，這些電源出力可控，電網(wǎng)內(nèi)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(jù)了新增電源的主要部分，并在電網(wǎng)調(diào)度中享有優(yōu)先調(diào)度的地位。發(fā)電側的波動越來越大，這給調(diào)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(wǎng)內(nèi)峰谷波動。此外，儲能響應時間可以達到秒級，在一秒鐘之內(nèi)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(nèi)，儲能的響應速度比燃煤電站高出了1個數(shù)量級。

正是由于儲能的這種技術特性，在電網(wǎng)側儲能之前，儲能在新能源消納示范、火電調(diào)頻等領域已經(jīng)有了較大規(guī)模的發(fā)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(xiàn)，電網(wǎng)公司開始逐漸重視儲能在電網(wǎng)側的應用。

目前相關機構尚未有2018年全年的電網(wǎng)側儲能電站投運數(shù)據(jù)。不過根據(jù)前三季度的情況，預計全年國內(nèi)電網(wǎng)側儲能電站投運規(guī)模將達到350MW。

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

接近國家電網(wǎng)的業(yè)內(nèi)人士透露，國家電網(wǎng)對電網(wǎng)側儲能的態(tài)度是鼓勵示范，但要求步伐謹慎，不過快發(fā)展。該人士認為，電網(wǎng)安全茲事體大，他理解電網(wǎng)公司的謹慎態(tài)度，因此，今年電網(wǎng)側儲能示范項目密集投產(chǎn)后，電網(wǎng)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(wǎng)規(guī)劃奠定基礎。“明后兩年不指望會有太多電網(wǎng)側儲能項目，規(guī)模肯定不超過今年，大規(guī)模增長應該在2020-2021年。”

商業(yè)模式難題待解

目前電網(wǎng)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(zhèn)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(wǎng)荷”系統(tǒng)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(wǎng)側儲能項目的普遍模式，是彌補儲能電站經(jīng)濟性的權宜之一。

儲能電站由于要承擔調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務職能，所以在相當?shù)臅r間內(nèi)是不發(fā)電的，僅僅依靠如傳統(tǒng)的火電廠的固定上網(wǎng)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(xiàn)貨市場中，市場會發(fā)現(xiàn)儲能電站調(diào)頻、調(diào)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(xù)隨電力市場的發(fā)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(yè)模式，其一可參照抽水蓄能電站，設置兩部制電價，既體現(xiàn)儲能電站的電量價值，又體現(xiàn)其容量價值。但這需要發(fā)改委相應的電價政策。

業(yè)內(nèi)普遍認為，目前最現(xiàn)實可行的方式，是將電網(wǎng)側儲能電站作為電網(wǎng)的“元器件”，發(fā)揮電網(wǎng)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(wǎng)從上網(wǎng)電價、銷售電價的差價中獲得收入，將轉變?yōu)楹硕ㄝ斉潆妰r，電網(wǎng)僅承擔輸電功能，按電量大小收取過網(wǎng)費的模式。

電網(wǎng)公司大規(guī)模投資電網(wǎng)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(wǎng)公司輸配電價的準許成本內(nèi)。目前，省級電網(wǎng)公司輸配電價已經(jīng)全部核定完畢，調(diào)整周期為三年。這意味著，作為一個新生事物，電網(wǎng)側儲能電站需要被能源局接納，并據(jù)此修改輸配電價。

南網(wǎng)內(nèi)部一份報告曾提出另一種思路，即現(xiàn)階段可以由電網(wǎng)公司提供容量補貼，來促進電網(wǎng)側儲能電站的發(fā)展。

業(yè)內(nèi)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(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)實推進。儲能電站納入輸配電價準許成本也好，電網(wǎng)進行容量補貼也好，甚至兩部制電價也來，電網(wǎng)側儲能電站的投入，最終會在電價上體現(xiàn)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。”

原標題：風能光能規(guī)模增長 電網(wǎng)側儲能井噴式擴張