电网侧储能井喷式扩张

　　过去的一年里，中国储能应用领域向电网侧扩张。电网侧储能是去年中国储能市场中新增规模最大的应用领域。

　　储能分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能等种类。

　　由于电化学储能快速、灵活的特点，在现代电力系统发电、输电、配电、用电等环节的价值日益凸显。本文所指的电网侧储能，是指应用在输电、配电侧的电化学储能项目，在现实中一般由电网或电网下属公司投资、运营，多应用在配电侧。

　　2018年是中国电网侧储能发展的元年，规模迅速增长。公开资料显示，截至去年前三季度，电网侧储能项目投运规模已达150MW，其中新增装机140MW。此外，规划及在建中的电网侧储能项目达465MW。作为对比，全球电网侧储能项目仅为756.5MW,其中新增规模为301MW，这意味着中国市场新增电网侧储能项目规模接近全球新增规模的一半。

　　中国电网侧储能市场的爆发式增长，受益于风、光等间接性电源规模增长，中国电网面临着波动越来越大的峰谷负荷差，中国电网公司开始重视储能在调峰、调频等多个电力辅助服务领域的价值。

　　目前电网侧储能还处于试验示范阶段，电网公司更多在研究确认储能在电网侧的应用效果及前景。由于中国电网公司的庞大体量，仅仅示范，就使中国电网侧储能的新增规模达到前所未有的高度。

　　但由于中国电力市场尚未完全建立，储能在电力系统中的辅助服务价值无法量化评估，并在市场中自由买卖。目前电网侧储能还没有一个成熟的商业模式，在示范阶段，仍可采用电网公司投资的权宜之计，未来如要大规模发展，商业模式是必须解决的问题。

　　中国电网侧储能市场开启

　　去年12月，南方电网总经理曹志安主持召开储能工作讨论会，会议明确南网将布局储能在新能源消纳、海岛独立供电、配用电侧应用等方面示范项目，并决定将研究制定储能发展的指导意见。

　　这是继国家电网鼓励下属省级电网先试先行电网侧储能项目后，首个从总公司层面规划电网侧储能发展战略的电网公司。这也意味着，国网进行多个电网侧储能示范后，南网将紧随其后，开启南网范围内的新一轮电网侧储能项目。

　　2018年之前，储能在发电侧、用电侧已多有运用，2018年电网侧储能项目发展迅猛，几乎从无到有，成为储能第一大类应用场景。

　　2018年第一个电网侧储能示范项目来自国网河南电力公司。该项目在河南电力公司分布在9个地级市的16个变电站采用分布式方式建设储能示范电站，合计100MW。该项目是国家电网总部2017年科研课题《多点布局分布式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，是国网江苏电力公司投资建设的镇江储能电站示范项目。该项目的推进源于镇江东部地区夏季高峰用电需求。镇江本地的谏壁燃煤电厂退役后，原规划接替谏壁电厂的燃气电厂无法按期投产，鉴于此，江苏省电力公司决定建设储能电站来弥补需求。

　　与河南储能电站分布在多个地级市不同，镇江项目集中在镇江市的东部地区，分为8个储能电站，合计达101MW，这也使镇江项目成为全球最大的电网侧储能项目。

　　国网江苏经研院规划发展研究中心主任黄俊辉透露，早在储能项目规划之前，考虑到省外来电规模越来越大，为提高这一外部条件下的江苏电网运行的安全性，江苏电力公司开发了一套“源网荷友好互动系统”，如外来电供给波动，可联动电源、电网、用户及时响应，保证电网安全运行。

　　储能电站投运后，“源网荷”系统升级为“源网荷储”系统，储能除满足电力需求外，也可以发挥其充放电灵活性，来满足江苏电力系统安全运行的需要。

　　镇江项目之后，江苏电力公司一发不可收拾。去年10月25日，江苏省开始第二批电网侧储能电站项目招标，合计规模达201.6MW，分布在苏州、南京、昆山三地。

　　江苏之外，还有湖南、甘肃等省份投产有50MW以上的电网侧储能电站项目。正是国网内密集推进储能电站示范项目，最终形成了2018年国内电网侧储能市场的井喷。

　　电网侧储能项目的兴起，与近年来电源侧发生的变化相关。过去，电源侧火力发电机组是绝对主力，这些电源出力可控，电网内负荷波动主要来自用电侧。

　　随着国家以煤为主的能源体系向清洁能源转型。风电、光电等间歇式电源逐渐占据了新增电源的主要部分，并在电网调度中享有优先调度的地位。发电侧的波动越来越大，这给调度带来了难题。

　　储能既能充电又能放电，用电高峰可以放电，低谷时可以充电，可以有效平抑电网内峰谷波动。此外，储能响应时间可以达到秒级，在一秒钟之内进行充放电的切换，作为比较，燃煤电站响应速度在1分钟之内，储能的响应速度比燃煤电站高出了1个数量级。

　　正是由于储能的这种技术特性，在电网侧储能之前，储能在新能源消纳示范、火电调频等领域已经有了较大规模的发展。也正是由于储能的技术特性在越来越多示范项目中的体现，电网公司开始逐渐重视储能在电网侧的应用。

　　目前相关机构尚未有2018年全年的电网侧储能电站投运数据。不过根据前三季度的情况，预计全年国内电网侧储能电站投运规模将达到350MW。

　　尽管如此，电网侧储能在国内仍处于刚刚起步阶段。在国家电网内部，正如河南项目是承接国网总部的科研课题一样，电网侧储能项目总体还处于示范科研的阶段。

　　接近国家电网的业内人士透露，国家电网对电网侧储能的态度是鼓励示范，但要求步伐谨慎，不过快发展。该人士认为，电网安全兹事体大，他理解电网公司的谨慎态度，因此，今年电网侧储能示范项目密集投产后，电网公司至少需要1-2年的时间来研究、总结，为下一步储能进入电网规划奠定基础。“明后两年不指望会有太多电网侧储能项目，规模肯定不超过今年，大规模增长应该在2020-2021年。”

　　商业模式难题待解

　　目前电网公司投资储能电站采用了权宜之计。比如江苏电力公司投资的镇江储能电站，由江苏电力公司下属的能源服务有限公司投资运营，为江苏电力公司提供服务，再由江苏电力公司支付租金。

　　知情人士透露，江苏电力公司支付的租金来自火电厂辅助服务的奖惩资金，和打造“源网荷”系统的资金。此外，储能电站还可以通过峰谷价差，来获取部分收入。

　　这一模式已成为电网侧储能项目的普遍模式，是弥补储能电站经济性的权宜之一。

　　储能电站由于要承担调峰、调频等辅助服务职能，所以在相当的时间内是不发电的，仅仅依靠如传统的火电厂的固定上网电价，难以解决储能电站的投资回报问题。

　　这方面的解决方案是电力市场化，在电力现货市场中，市场会发现储能电站调频、调频的价值，并为其定价。但我国的电力市场正在构建过程中，目前电价仍然是政府定价，后续随电力市场的发展、完善，这一问题将得到解决。

　　在目前的阶段，储能电站的商业模式，其一可参照抽水蓄能电站，设置两部制电价，既体现储能电站的电量价值，又体现其容量价值。但这需要发改委相应的电价政策。

　　业内普遍认为，目前最现实可行的方式，是将电网侧储能电站作为电网的“元器件”，发挥电网所需要辅助功能。但这一模式能够运转，需要能源局的同意。

　　目前我国的电力体制正处于改革中，电网从上网电价、销售电价的差价中获得收入，将转变为核定输配电价，电网仅承担输电功能，按电量大小收取过网费的模式。

　　电网公司大规模投资电网侧储能电站，其前提，是国家能源局将储能电站作纳入核定电网公司输配电价的准许成本内。目前，省级电网公司输配电价已经全部核定完毕，调整周期为三年。这意味着，作为一个新生事物，电网侧储能电站需要被能源局接纳，并据此修改输配电价。

　　南网内部一份报告曾提出另一种思路，即现阶段可以由电网公司提供容量补贴，来促进电网侧储能电站的发展。

　　业内人士分析认为，该设想与前者相比，更有利于第三方投资主体进入电网侧储能市场，有利于提升效率、降低成本，但同样涉及一个问题，容量补贴最终仍然会进入电网公司的运营成本，与前者一样，最终仍然需要反映在输配电价上。

　　上述人士表示，类似解决方案的难点是如何在现实推进。储能电站纳入输配电价准许成本也好，电网进行容量补贴也好，甚至两部制电价也来，电网侧储能电站的投入，最终会在电价上体现出来，带动电价上涨，这与与时下政府正力推的降电价政策方向不符，这将影响到类似解决方案相应政策落地，注定“将是一个博弈的过程。”（文 | 沈小波）