近日，國家能源局電力司發布電力課題招標，其中包含“電網側儲能關鍵技術及應用研究”，要求對行業創新發展、政策制定有借鑒和指導價值，具原創性。財政預算提供20萬元課題研究經費資助，研究成果歸國家能源局所有。境內(港澳臺除外)的大專院校、科研院所、企業、行業協會等單位可投標，接受多家單位聯合申報。

課題研究要點：

一是結合源網荷領域儲能技術的發展，研究提出電網側儲能在電力系統運行中的作用；

二是結合國內外研究及應用情況，考慮技術進步、成本控制、外部條件制約等因素，綜合分析各類儲能關鍵技術，通過技術經濟比較，提出電網側儲能技術重點發展方向；

三是結合我國電力系統發展規劃，分析未來系統調峰調頻等需求，研究電網側儲能的應用前景，提出各區域重點布局及規模預期；

四是結合我國電力體制改革情況，考慮投資主體、成本、電價等因素，提出電網側儲能電站發展的商業模式；

五是結合國內外儲能電站相關政策，提出推進電網側儲能發展的相關政策措施建議。

今年我國儲能行業發展迅速，其中以電網側儲能最為突出，江蘇、河南已投運，項目規模與建設速度均引起世界范圍的關注，2018年成為中國電網側儲能元年！

目前在建以及規劃中的電網側儲能仍有許多問題待解，未來電網側儲能該如何發展，還有待探索。下面從不同角度看電網側儲能未來如何發展。

一、從電網側儲能在電力系統中的作用來看

儲能技術在發輸配用各個環節、在電力市場中均可提各種各樣的優質服務。

目前風電、光伏等可再生能源發電比例再創新高，而且還在繼續增長，這對電網的安全和穩定運行提出了更高的要求。產業和居民用電量快速增長，電網負荷峰谷差進一步加大。儲能技術為平滑可再生能源發電出力和電力負荷削峰填谷提供了有效手段。它可以提升電力系統靈活性、穩定性，為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，提高電網安全穩定水平，并從系統層面有效提升電力系統運行效率，在用電負荷高速增長和電網高質量發展矛盾不斷加劇的情況下，找到了一條緩解矛盾的新方法，開辟出一條新路徑。

尤其在輸配環節，為保證滿足電力供需平衡，傳統電力系統所有規劃都是按照最大負荷來做，這樣導致電力系統利用效率不高，當負荷不斷提高就需要新增線路，而新增輸配電成本最終還是由用戶來承擔。而裝置儲能以后，就可以延緩輸配電設備投資或有效容量投資，大幅度提高電網資產利用率，還可以應對電網故障特高壓閉鎖等斷電問題，避免火電機組頻繁啟停，減少常規機組預留備用，消除配電網局部時段性的缺電。

二、從各種儲能技術經濟比較來看

發展高效低成本長壽命儲能技術，是目前儲能追求的目標，也是實現能源互聯網的關鍵技術。

技術標準：

一方面，目前的電網側儲能項目，儲能技術仍以磷酸鐵鋰電池為主。在儲能電站實際應用中，無論是容量密度還是功率密度，都渴望得到進一步提升。目前儲能技術路線較多，化學儲能、物理儲能等技術路線都沒有占據絕對主導地位，電化學儲能又擁有多種不同技術方向，不同的儲能技術投資差異較大，儲能的作用和效果不一，也導致補貼價格難以統一確定。

另一方面，目前大規模化的電化學儲能接入，對電力系統的影響、對電網的適應能力以及電網對它的一些功率控制的要求、如何參與電網的輔助服務、如何進行控制，以及接入之后的儲能電站如何優化調度等問題，都暫時沒有找到答案。行業還急需一批相對易于執行的標準，去指導未來推廣與運營。

目前首批標準已經有《電化學儲能系統接入電網技術規定》、《電化學儲能系統接入電網測試規范》、《電化學儲能電站運行指標及評價》等標準出爐，將于2019年起開始執行。近期國家能源局還發布了《關于征求加強儲能技術標準化工作的實施方案》(征求意見稿)，未來有望進一步推廣實施儲能技術標準化，引領儲能技術與產業發展。

安全：

消防安全性問題，仍然是儲能行業重中之重。盡管儲能已經采用了安全性較高的集裝箱式設計，但仍無法完全杜絕電池單元在過充或過放、短路及機械破壞時，可能導致的電池內部熱失控繼而引發燃燒或者爆炸，因此儲能裝置在接入電網時，需要制定詳細的安全防護措施，避免發生事故影響電網運行。無論是電池還是消防方面，還有待探索更安全穩定的技術。

成本：

目前很多企業仍處于觀望階段，遲遲未能參與的原因之一便是項目所需投資額過高，其中電池成本是儲能系統最重要的構成，如果電池技術更新、系統成本快速下降，項目將更具經濟性，同時會吸引更多投資者加入行業，促進行業快速繁榮發展。

三、從應用前景和規模預期來看

2018年全球新增的儲能裝機中國將躍居全球第二，這其中電網側的儲能占據了重要的貢獻，預計到2018年底，我國僅電網側新增儲能裝機規模約50萬千瓦。

儲能技術在電網系統中有多重應用場景，目前已有多省都在布局建設電網側儲能項目，且根據各省不同的電力特點發揮著不同的作用。

江蘇：一期鎮江儲能電站建設規模為100MW/200MWh，建設目的主要為迎峰度夏，緩解電網的電力負荷;目前二期也已在招標中，將在淮安、鹽城、南京等地建設。

河南：一期示范工程采用分布式共選擇16個變電站，總容量101MW/101MWh，主要是為解決特高壓閉鎖問題。

湖南：長沙電池儲能示范工程總規模120MW/240MWh，其中一期為60MW/120MWh，選擇在芙蓉、榔梨、延農3個變電站，將在12月迎峰度冬前建設完成，緩解長沙地區局部供電壓力，提升電網安全穩定運行水平。

甘肅：規劃了120MW電網側儲能，主要目的為減少新能源棄電、提升消納水平，增加調峰能力減少斷面閉鎖。 此前已有消息開工建設。

浙江：據了解，浙江省也已經開始規劃電網側儲能，有望在明年迎峰度夏前建設完成。

福建：晉江將建設大規模儲能項目，一期規模30MW/100MWh已經開始招標。二期將擴建500MWh，三期將擴建1000MWh同時還將配套建設移動儲能設備以及移動充電設施。目前福建清潔能源裝機和發電量比重均超50%，電網負荷最大峰谷差較大，儲能電站有望緩解電網安全運行和調峰壓力。

山西：依托該省風電、光伏等豐富新能源資源，規劃了150MW/600MWh儲能項目。

青海、新疆：也有望規劃電網側儲能，用于新能源消納。

吉林：東部地區同樣存在調峰和能源消納問題，目前已有在規劃建設儲能項目。

廣東：深圳供電局潭頭儲能電站，儲能容量5MW/10MWh，日前已順利并網，成為南方電網首個并網送電的電網側儲能電站，項目將緩解電網建設困難區域的供電受限問題，實現“谷期充電、峰期放電”的功能。

四、從商業模式來看

江蘇儲能電站目前是兩種運營模式：第一種是租賃模式，投資方許繼電氣和山東電工，按租賃方式簽訂8年的回收期，每年應收收入大概6.8%;另一種模式類似于能量合同管理的，江蘇綜合能源服務公司投資購買設備，并和省電力公司之間簽租賃合同進行收益分成，獲取節省的電費還有調峰輔助服務的費用。

河南儲能電站項目，則是由國家電網平高集團作為投資方，對儲能電池、儲能變流器設備以及設備服務維護等進行招標，

湖南長沙商業模式可能更為創新，國網湖南綜合能源公司作為主要投資和建設單位，創新商務運營模式和國內首創核心設備招投標模式，引入電池廠家等社會資源資本大規模參與湖南電網建設，緩解了電網建設投資壓力。電池租賃招標多標包公開競談，保障儲能電站建設的成功率和安全性以及招標的公正性。電池廠家需在租賃10年及以上時間內提供運行維護。

目前已經建設投運的儲能電站，都沒有真正的管理辦法，都是通過電網租賃的方式實現電網管理，沒有真正的考核機制、管理辦法，實際上對整個電網、對儲能電站租賃方式下的儲能電站的管理還沒有形成閉環。

租賃費付給經營者，如何能體現對電站的成效、電網管理的成效?這些管理辦法要結合運行成效的指標、可靠性的指標進行管理，才能真正意義上由電網來管理儲能電站，發揮更多的電網關注的功能和作用。

五、其他問題

到目前為止，國家已經先后出臺了《促進儲能技術與產業發展的指導意見》《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》等文件。但儲能方面還存在很多的問題：

目前傳統電力系統的市場機制，不能完全適應各種儲能應用的市場化運作，儲能不能作為主體參與電力系統，儲能市場發展的積極性收到限制。儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場的市場主體定位、價格形成機制和交易模式亟待確認與實施;

關于儲能安全防護、儲能電站監修、儲能電站調度運行管理評價等，相應的評價考核機制、相關技術標準還有待完善;

儲能項目的建設需要合理引導與規劃，以避免無需投資重復建設，提高投資效益;

行業開始呈現壟斷格局，很多企業無法參與，需要進一步鼓勵電網企業以外的市場主體參與投資、建設和運營，使電網側儲能電站向著專業化、市場化發展。