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在電網側儲能的帶動下，2018年，我國新增投運電化學儲能裝機達682.9兆瓦，同比增長464.4%，累計裝機首次突破吉瓦大關。據預測，到2019年底，我國電化學儲能累計投運規模將達到1.92吉瓦，年增速約為89%，2022年有望突破10吉瓦大關，2023年或將接近20吉瓦。
“2019年我國儲能產業的春天已經到來。在過去一年里，全國超過13個省市區出臺了相關的儲能政策，市場活力得到巨大激發。”中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）理事長陳海生在2019年儲能國際峰會暨展覽會上表示，國內儲能應用產業結構分布也發生了明顯變化，已經從2017年以前的用戶側為主轉變為以電網側為主。
儲能在電網側的價值凸顯
據CNESA儲能項目數據庫數據顯示，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側儲能規模為206.8兆瓦，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能應用之首；年增速更是達到2047.5%，呈爆發式增長態勢。
多位業內人士告訴記者，電網側儲能市場的興起源于電網對儲能的“剛需”，在剛過去的2018年，儲能在電網側的價值逐漸顯現。
據了解，電力系統內存在較大頻率波動風險，而系統如果相對較小或系統內機組一次調頻能力相對不足，就需要儲能等快速充放電設備協助確保系統安全穩定運行。建設儲能電站可緩解電網部分供電缺口，提高設備的利用效率，降低為滿足短時最大負荷所需的電網建設投資。
在市場需求的驅動下，加之國內電改所釋放的政策紅利和儲能行業數年的積累，江蘇、河南的電網側儲能投運項目規模居全國前列，容量十分可觀，同時，湖南、甘肅、青海等省區的項目也正在逐步釋放，值得期待。
國家電網湖南電力公司經濟技術研究院院長李湘旗介紹，湖南電力系統以水火混合為特點，水電調節性能較弱，火電規模不大，導致“有用電需求的時候沒有發電能力，有發電能力的時候沒有用電需求”的情況十分突出，最大系統負荷峰谷差率高達54%，這使得發展儲能勢在必行。
國家電網能源研究院副院長蔣莉萍認為：“儲能參與電力市場的空間，主要取決于國家能源轉型目標中對可再生能源發展的要求，也取決于電力市場運行對風電、光伏等新型發電技術的要求。總體來看，在以低碳化為總體目標的能源轉型發展之路上，電力市場因儲能而豐富，儲能因電力市場更具活力。”
電化學儲能裝機突破吉瓦大關
由于電化學儲能裝置響應時間為毫秒級，響應速度快，跟蹤負荷變化能力強，控制精確，且具有雙向調節能力和削峰填谷的雙重功效，這使得電化學儲能在諸多儲能技術中脫穎而出，備受電網側儲能的歡迎。
國家電網調度中心副總工程師裴哲義表示，電化學儲能技術已經應用在電力系統的各個環節，未來隨著新能源裝機規模的快速發展，儲能可以在改變新能源涉網性能、火電聯合調頻、黑啟動等方面發揮重要作用。
“2018年，我國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為682.9兆瓦，同比增長464.4%，是除韓國之外增幅最大的國家。至此國內電化學儲能項目的累計裝機規模達1072.7兆瓦，突破吉瓦大關，占全球電化學儲能市場總規模的16.2%。”CNESA研究總監岳芬介紹。
在規模化之外，儲能產業商業化也在加速推進。據了解，目前儲能電池的成本正以每年20%至30%的速度降低，2018年已迎來行業拐點：1.5元/瓦時的系統成本線屢屢突破，電芯制造成本降至0.5-0.7元/瓦時。
岳芬認為，隨著成本的持續走低及應用領域的鋪開，預計未來5年，我國電化學儲能市場還將迎來大幅增長。
CNESA研究部預測，到2019年底，我國電化學儲能的累計投運規模將達到1.92吉瓦，年增速約89%，在“十三五”收官之年，將延續超過70%的年增長速度，并在短期內實現兩連跳，2022年突破10吉瓦大關，2023年接近20吉瓦。
記者在展會上注意到，今年參展企業的產品也都重點關注電網側，新技術包括并聯直流母線的儲能系統、高壓級聯、智能測控升壓一體機等，主要是從高電壓、高安全等需求出發考慮。
價格機制亟待建立
雖然電網側儲能呈現蓬勃發展之勢，但在今年4月，國家發改委發布了《輸配電定價成本監審辦法（修訂征求意見稿）》，明確充電樁、三產、售電、抽水蓄能、電儲能設施乃至綜合能源服務等與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電定價成本，這意味著輸配電價還不能成為儲能行業新的可行商業模式。
“儲能作為一個新興市場，產業整體成熟度還不夠，不能簡單套用成熟市場的模式。”北京索英電氣技術有限公司董事長王仕城說。
清華大學電機系教授夏清表示，電儲能技術開啟電網智能柔性、經濟高效的新業態，新業態需要制度創新，只有產業政策的激勵，才能推動電網側儲能朝著更高質量、更有效率、更可持續的方向發展。
夏清提出，應建立市場化的回報機制，分階段發展適應性的商業模式，以市場促進儲能產業發展；應推動與完善電力現貨市場體系建設，建立儲能等靈活性資源市場化交易機制和價格形成機制等。
另有部分企業認為，在產業發展初期階段，仍需要政府提供補貼的支持。
CNESA儲能專委會秘書長張靜則表示，補貼“只能管一時而不能管一世”，建立市場機制和價格機制更有助于產業的健康發展。
“2019年我國儲能產業的春天已經到來。在過去一年里，全國超過13個省市區出臺了相關的儲能政策，市場活力得到巨大激發。”中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）理事長陳海生在2019年儲能國際峰會暨展覽會上表示，國內儲能應用產業結構分布也發生了明顯變化，已經從2017年以前的用戶側為主轉變為以電網側為主。
儲能在電網側的價值凸顯
據CNESA儲能項目數據庫數據顯示，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側儲能規模為206.8兆瓦，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能應用之首；年增速更是達到2047.5%，呈爆發式增長態勢。
多位業內人士告訴記者，電網側儲能市場的興起源于電網對儲能的“剛需”，在剛過去的2018年，儲能在電網側的價值逐漸顯現。
據了解，電力系統內存在較大頻率波動風險，而系統如果相對較小或系統內機組一次調頻能力相對不足，就需要儲能等快速充放電設備協助確保系統安全穩定運行。建設儲能電站可緩解電網部分供電缺口，提高設備的利用效率，降低為滿足短時最大負荷所需的電網建設投資。
在市場需求的驅動下，加之國內電改所釋放的政策紅利和儲能行業數年的積累，江蘇、河南的電網側儲能投運項目規模居全國前列，容量十分可觀，同時，湖南、甘肅、青海等省區的項目也正在逐步釋放，值得期待。
國家電網湖南電力公司經濟技術研究院院長李湘旗介紹，湖南電力系統以水火混合為特點，水電調節性能較弱，火電規模不大，導致“有用電需求的時候沒有發電能力，有發電能力的時候沒有用電需求”的情況十分突出，最大系統負荷峰谷差率高達54%，這使得發展儲能勢在必行。
國家電網能源研究院副院長蔣莉萍認為：“儲能參與電力市場的空間，主要取決于國家能源轉型目標中對可再生能源發展的要求，也取決于電力市場運行對風電、光伏等新型發電技術的要求。總體來看，在以低碳化為總體目標的能源轉型發展之路上，電力市場因儲能而豐富，儲能因電力市場更具活力。”
電化學儲能裝機突破吉瓦大關
由于電化學儲能裝置響應時間為毫秒級，響應速度快，跟蹤負荷變化能力強，控制精確，且具有雙向調節能力和削峰填谷的雙重功效，這使得電化學儲能在諸多儲能技術中脫穎而出，備受電網側儲能的歡迎。
國家電網調度中心副總工程師裴哲義表示，電化學儲能技術已經應用在電力系統的各個環節，未來隨著新能源裝機規模的快速發展，儲能可以在改變新能源涉網性能、火電聯合調頻、黑啟動等方面發揮重要作用。
“2018年，我國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為682.9兆瓦，同比增長464.4%，是除韓國之外增幅最大的國家。至此國內電化學儲能項目的累計裝機規模達1072.7兆瓦，突破吉瓦大關，占全球電化學儲能市場總規模的16.2%。”CNESA研究總監岳芬介紹。
在規模化之外，儲能產業商業化也在加速推進。據了解，目前儲能電池的成本正以每年20%至30%的速度降低，2018年已迎來行業拐點：1.5元/瓦時的系統成本線屢屢突破，電芯制造成本降至0.5-0.7元/瓦時。
岳芬認為，隨著成本的持續走低及應用領域的鋪開，預計未來5年，我國電化學儲能市場還將迎來大幅增長。
CNESA研究部預測，到2019年底，我國電化學儲能的累計投運規模將達到1.92吉瓦，年增速約89%，在“十三五”收官之年，將延續超過70%的年增長速度，并在短期內實現兩連跳，2022年突破10吉瓦大關，2023年接近20吉瓦。
記者在展會上注意到，今年參展企業的產品也都重點關注電網側，新技術包括并聯直流母線的儲能系統、高壓級聯、智能測控升壓一體機等，主要是從高電壓、高安全等需求出發考慮。
價格機制亟待建立
雖然電網側儲能呈現蓬勃發展之勢，但在今年4月，國家發改委發布了《輸配電定價成本監審辦法（修訂征求意見稿）》，明確充電樁、三產、售電、抽水蓄能、電儲能設施乃至綜合能源服務等與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電定價成本，這意味著輸配電價還不能成為儲能行業新的可行商業模式。
“儲能作為一個新興市場，產業整體成熟度還不夠，不能簡單套用成熟市場的模式。”北京索英電氣技術有限公司董事長王仕城說。
清華大學電機系教授夏清表示，電儲能技術開啟電網智能柔性、經濟高效的新業態，新業態需要制度創新，只有產業政策的激勵，才能推動電網側儲能朝著更高質量、更有效率、更可持續的方向發展。
夏清提出，應建立市場化的回報機制，分階段發展適應性的商業模式，以市場促進儲能產業發展；應推動與完善電力現貨市場體系建設，建立儲能等靈活性資源市場化交易機制和價格形成機制等。
另有部分企業認為，在產業發展初期階段，仍需要政府提供補貼的支持。
CNESA儲能專委會秘書長張靜則表示，補貼“只能管一時而不能管一世”，建立市場機制和價格機制更有助于產業的健康發展。
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