導語：未來幾年，電網側儲能的發展速度有望持續提升，但要在電網規劃建設中大規模配置儲能，有效疏導投資及運營成本，優化和完善商業運營模式是關鍵。

在2001年國際消費類電子產品展覽會（CES）上，一位年輕人把幾節5號電池和一個控制電路組裝在鐵盒里，用來給數碼產品充電。這本是個解決燃眉之急的小發明，卻引起一些參展商的注意。一年后，第一代移動電源產品進入市場。但由于當時電芯技術尚不成熟、體積較大，而且功能手機待機時間長達3?5天，市場需求尚不旺盛，第一代產品并未引發太多關注。

反轉出現在十年后。主流的智能手機、平板電腦等新一代數碼產品功能多但耗電快，很多人甚至患上“電量焦慮癥”。于是，能夠隨時補充電量的移動電源成為解決這一問題的最佳方案，推出后即實現了普及和發展。

有意思的是，電網側儲能和移動電源的境遇有類似之處——電網側儲能技術出現多年，但一直很“低調”，直到2018年才有了“爆發式增長”。根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）的統計，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，增速高達2047.5%。且為2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能中占比最高的一類。

如果說，移動電源解決的是電量焦慮，那么電網側儲能解決的則是輔助服務和新能源消納難題。

從技術角度看，鋰電池儲能跟蹤負荷變化能力強、控制精確，并有雙向調節能力和削峰填谷的功效，可以解決調峰問題；從經濟角度上看，鋰電池成本在近年已經有了顯著下降，特別是磷酸鐵鋰電池，2018 年，磷酸鐵鋰儲能系統平均中標價已至1.5元/瓦時左右，這讓其在電網側儲能領域更具潛力。

于是短短一年間，江蘇、河南、廣東等地的電網側儲能項目就實現了快速增長，湖南、甘肅、青海等省區的項目也進入建設中。其中，哪些電網側儲能的模式值得關注？支撐其發展的商業模式又有怎樣的內在邏輯？

江蘇：從補位到樞紐

在過去一年中，江蘇的電網側儲能項目規模大、數量多、運營模式先進，被認為實質啟動了國內電網側儲能市場。

眾所周知，江蘇處于我國電網的末端，也是特高壓受端電網。當下，省內火電機組逐漸面臨退役，新項目審批卻日益嚴格。隨著新能源裝機不斷增加，如果僅靠老機組，調峰需求很難滿足。江蘇第一批電網側儲能電站正是因“補位”而生。

以2018年7月中旬項目建成投運的鎮江東部電網側儲能電站（下文簡稱“鎮江項目”）為例，整個工程僅用時2個月，采用“分布式建設、集中式控制”建設原則，利用退役變電站、在運變電站空余場地等，分8個站址建設了儲能子站，并接入了統一的控制器。

在建設模式上，鎮江項目普遍采用了預制艙形式，即把儲能設備集成到大型集裝箱中，以“標準化設計、工廠化加工、裝配式建設”的標準配送模式建設，實現了工程設計、工廠加工、土建施工、安裝調試等環節的有效銜接。

2018年夏季負荷高峰期間，鎮江項目采用“兩充兩放”或“一充一放”運行模式參與早、晚用電高峰調節。2018年夏季鎮江地區共出現三輪高溫天氣，期間用電負荷急劇攀升，利用儲能在高峰時段放電頂峰，提高電網供電能力10萬千瓦，有效保障了鎮江東部生產生活用電需求。

2018年10月以來，根據負荷水平變化，國網江蘇省電力公司進一步優化鎮江項目調控策略，除國慶節、春節等電網調峰壓力較大的特殊時段外，鎮江項目主要采用 AGC模式，設定響應優先級：緊急功率控制、一次調頻、AGC，對提升江蘇大電網頻率考核指標起到了良好效果。

經現場實測，鎮江項目參與緊急功率控制的整體響應時間小于350毫秒，一次調頻貢獻量可達同容量火電機組50倍，跟蹤AGC指令平均控制精度誤差僅1.03%，各項調節指標優異，可根據電網調度需要快速、精準動作，充實了堅強智能電網的靈活調節手段。

但發揮補位作用只是第一步。國網江蘇電力發展部規劃一處副處長朱寰表示，儲能電站相比一般電池儲能系統，其功能定位、技術標準都要復雜得多，需要大量的研發投入。江蘇公司依托項目實踐，在電網側大規模儲能應用研究方面取得豐碩成果，部分成果已經達到國際領先水平，初步形成了較為完善的技術和標準體系。

技術創新不僅提升了項目質量，也讓儲能項目實現“升級”。以正在開展前期論證工作的南京江北能源綜合服務站為例，電站不僅融合了變電站、儲能電站，還加入了數據中心、充換電站、無線基站等多種功能單元，提供包含電力等多種能源、數據的綜合服務，期望打造建設能源高效轉換利用、信息廣泛共享互聯的能源互聯網基本單元。

江蘇的目標是，將電網側儲能項目從傳統“變電節點”轉變為具備源、網、荷、儲等特征的能量雙向有序流動的能源樞紐，為泛在電力物聯網邊緣計算、云邊協同提供數據樞紐。

冀北：從被動到主動

如果說，江蘇省的電網側項目代表了儲能在大電網受端的應用，而位于河北省張家口的國家風光儲輸示范工程的儲能項目，則是對電網送端如何融入新能源提供了有力支撐。

中國電力科學研究院配電所主任吳鳴曾表示，隨著新能源在電網滲透率加大，其穩定運行需要更加精細化的控制策略，儲能不可或缺。

國家風光儲輸示范工程位于張北縣，從2009年開始啟動建設，2011年12月一期工程投產時，包括14兆瓦/63兆瓦時的磷酸鐵鋰電池儲能系統、2兆瓦/8兆瓦時的全釩液流電池儲能系統、2兆瓦/16兆瓦時的膠體鉛酸電池儲能系統、1兆瓦/0.5兆瓦時的鈦酸鋰電池儲能系統，包括C001-C013 13個儲能發電單元，共計電池單體近30余萬節投入運營。

在此后多年的運行中，儲能解決了新能源滲透率高、特別是風電帶來的各種問題。根據測算，對于風電場而言，配置儲能裝置是最好的方式，雖然會增加3%的場站成本，但可降低20%左右的棄風量。以2018年2月的數據為例測算，安裝儲能系統的風電場，減少的棄風量相當于每月增加盈利約16萬元。

二期工程規劃建設的50兆瓦均為磷酸鐵鋰電池儲能系統，目前已經完成13兆瓦/12兆瓦時，包含3兆瓦/9兆瓦時電動汽車動力電池梯次利用儲能系統，2套5兆瓦/1.65兆瓦時電站式虛擬同步機儲能系統。

虛擬同步發電機，可以將新能源發電設備等無慣性裝置變為類似同步機的裝置，讓其與電網進行實時互動，最終實現源、荷、儲一體化，在實現降低40%以上成本的同時，從被動調節轉為主動支撐。

2016年， 國家電網有限公司在風光儲示范工程開工建設了首個應用于大電網的虛擬同步發電機示范工程，除風電和光伏單元式虛擬同步機外， 還建成了2座采用虛擬同步機控制邏輯的集中式儲能電站，這意味著，儲能開始和發電裝置深入結合。

針對風光儲輸示范工程的需要，國網冀北電力目前已研發出六種虛擬同步機，其中包括光伏虛擬同步機、風電虛擬同步機和電站式虛擬同步機三大類。

冀北風光儲公司黨委委員、副總經理、總工程師劉漢民指出，下一步，將深入開展儲能電站式虛擬同步機技術研究，探索儲能參與新能源發電的調頻、調峰、調壓等電網輔助服務。

節能服務：從安全到性能提升

韓國儲能電站的火災事故為國內相關項目建設敲醒了警鐘。國內電網側儲能電站建設，除了要保證技術先進性、高效運行，在安全方面同樣需要高度重視。

在解決電網側安全和性能方面，國網節能服務有限公司（簡稱節能公司）已經在江蘇淮安官塘儲能電站和紅湖儲能電站進行了嘗試，通過建設總容量為96.8兆瓦時的儲能項目，積累了從安全保障到性能提升的全方位經驗。

在安全方面，節能公司的策略是，采用細水霧和七氟丙烷雙套安全配置方案。一旦發生火災事故，可以先用傳統的七氟丙烷進行滅火，然后通過高壓將水形成微米級的噴霧把關，這也是細水霧第一次運用在傳統的電池倉級的滅火項目上。此外，還對儲能電池的電芯采取了系統級控制和預警技術，在BMS（電池管理系統）、EMS（能量管理系統）層面增加安全控制能力，提升滅火效率。

在性能方面，節能公司借助在節能診斷和分項計量領域的優勢，對于儲能電站轉換效率達不到要求的問題，研發了針對儲能項目的分項計量系統。通過在儲能各個專業設備之間，添加直采電能表。借助電能表和計量系統，運營人員可以直觀地在儲能站投運后，了解各個系統的轉換效率和能耗情況，并方便在后續運維中進行針對性的優化和提升。

此外，項目還在總站上加裝了快速功率調節系統。在PCS（電池儲能變流器）的基礎上，增加了一套協議控制器，可以通過專用通信網直接與PCS進行連接。在穩定運行的時候，設備直接通過EMS進行控制，但對于一些有快速響應需求時，可以通過PCS控制器對電池系統進行快速調節和控制。與傳統方式借助能源管理進行控制調節相比，這套系統不論是在調節的速度上，還是跟蹤的精準度上，都有數量級提升。

當下，電網側儲能項目的運營大多采取租賃模式，即業主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網公司支付租賃費用，租賃期限結束后，相關儲能資產移交給電網公司。由于回報周期較長，不足以推動電網側儲能實現大規模商業化發展。未來，仍需進行模式創新，探索相關技術和市場機制突破的新方向。