由于电化【huà】学储【chǔ】能快速、灵活的特点，在现代电【diàn】力系统发电、输电、配电、用电【diàn】等环节的价值日【rì】益凸显。本文所指的【de】电网侧【cè】储【chǔ】能，是指应用在输【shū】电、配电侧【cè】的电【diàn】化学【xué】储能【néng】项目，在现【xiàn】实中一般由电网或电网下属【shǔ】公司投资【zī】、运营，多应用在配电侧。
2018年是中国【guó】电网侧【cè】储能发展【zhǎn】的元年，规模迅速增长。公开资料显【xiǎn】示，截至去【qù】年前三季度，电网侧储能项目【mù】投运规模已达150MW，其中【zhōng】新增装机140MW。此外【wài】，规划及在【zài】建中的电网侧储能项【xiàng】目达465MW。作为【wéi】对【duì】比，全球【qiú】电网侧储能项目【mù】仅为756.5MW,其中新【xīn】增规模【mó】为301MW，这意【yì】味着【zhe】中国市场【chǎng】新增电网【wǎng】侧储能项【xiàng】目【mù】规模【mó】接【jiē】近全球新【xīn】增规模的一半。
中国电【diàn】网侧储能市场的爆发【fā】式增长，受益于风、光等间接性【xìng】电源规模【mó】增长，中国电网面【miàn】临着波动越【yuè】来越大【dà】的峰谷负【fù】荷【hé】差【chà】，中国【guó】电【diàn】网公司开始重【chóng】视储能在调【diào】峰、调频等多个电力辅助服务领域的【de】价值。
目前电网侧储能还处于试【shì】验示【shì】范【fàn】阶段，电网公司【sī】更多【duō】在研究确认储能在电【diàn】网侧的应用【yòng】效果及【jí】前景。由于中国电网公司的庞大体【tǐ】量，仅【jǐn】仅示范，就【jiù】使中【zhōng】国电网侧【cè】储能的新增【zēng】规模达【dá】到前所未有的高度。
但由于中【zhōng】国电力【lì】市场尚未完全建立，储能【néng】在电力系统中的【de】辅助【zhù】服务【wù】价值无法量化评估，并在【zài】市【shì】场中自由买卖。目前电网【wǎng】侧储【chǔ】能还没有一【yī】个成熟的商【shāng】业模式，在示范阶【jiē】段，仍可采用【yòng】电【diàn】网公司【sī】投资的权宜之计，未来【lái】如要大规模发【fā】展，商业模式是必须解决的问题【tí】。
中国电网侧储能市场开启
去【qù】年12月，南方电【diàn】网总【zǒng】经理曹志安主持召开储【chǔ】能工作讨【tǎo】论会，会议【yì】明确南网将【jiāng】布局【jú】储能在新能源消纳、海岛独立供电、配用电侧应用【yòng】等【děng】方【fāng】面示范项目【mù】，并决定将研究制定储能发【fā】展的指导意见【jiàn】。
这是继国家电网鼓【gǔ】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【sī】层面【miàn】规划【huá】电【diàn】网侧储能发展战略的电网公司。这【zhè】也意【yì】味着，国网进行多个【gè】电网侧储能示范【fàn】后【hòu】，南网【wǎng】将紧随其后，开【kāi】启南网【wǎng】范围内的新【xīn】一轮电网侧储【chǔ】能项目【mù】。
2018年之前，储能【néng】在发电侧、用电侧【cè】已多有【yǒu】运用，2018年电网侧储【chǔ】能项目发展【zhǎn】迅猛，几【jǐ】乎【hū】从【cóng】无到有，成为储【chǔ】能第【dì】一大类应用场景。
2018年【nián】第一个电网【wǎng】侧储能【néng】示【shì】范【fàn】项目来自国【guó】网河南电力公司【sī】。该项目在河南电力公司【sī】分布在9个地级【jí】市【shì】的16个变电站采用分布式方式建【jiàn】设储能示范电【diàn】站【zhàn】，合计100MW。该项目是国家【jiā】电网【wǎng】总部2017年科研课题《多点【diǎn】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【zhī】后的，是国网江苏【sū】电力【lì】公司投资【zī】建设【shè】的镇江储能【néng】电站示范项目。该项目的推进源【yuán】于镇【zhèn】江东【dōng】部【bù】地区【qū】夏【xià】季高峰用电需求。镇【zhèn】江本地的谏【jiàn】壁【bì】燃煤【méi】电厂退【tuì】役后，原规划接替谏壁电厂的燃气电厂无法【fǎ】按期投产，鉴于此，江苏省电力公司【sī】决定建设储【chǔ】能电站来【lái】弥补需【xū】求。
与河南储能电站分【fèn】布在多个地级市【shì】不同，镇江项目集【jí】中【zhōng】在镇【zhèn】江市的【de】东【dōng】部地区，分为8个储能电【diàn】站，合计达101MW，这也使镇江项目成为全球最大的【de】电网【wǎng】侧储【chǔ】能项目。
国网【wǎng】江苏【sū】经【jīng】研【yán】院规【guī】划发展研究中【zhōng】心【xīn】主任黄【huáng】俊辉透露【lù】，早在储能项目规划【huá】之前，考虑到省外来【lái】电规模越来越【yuè】大，为提高这【zhè】一外部条件【jiàn】下的【de】江苏电网运行的安全性，江苏电【diàn】力公司开发了一【yī】套“源【yuán】网荷友好互动系统”，如外来电供【gòng】给【gěi】波【bō】动，可联动【dòng】电源、电网、用户及时响应【yīng】，保证电网安全运行。
储能电站投运后，“源【yuán】网荷”系统升级为【wéi】“源网荷储”系【xì】统，储能除满足电力需求外，也可【kě】以【yǐ】发挥【huī】其充放电灵活【huó】性【xìng】，来满足【zú】江苏电力系统安全【quán】运【yùn】行的需要。
镇江项目之【zhī】后，江苏电力公【gōng】司一【yī】发不可收拾。去【qù】年9-21，江【jiāng】苏省开【kāi】始第【dì】二【èr】批电网侧储能电站项【xiàng】目招标，合计规【guī】模达201.6MW，分布【bù】在苏州、南京、昆山三【sān】地。
江苏【sū】之【zhī】外，还有湖南、甘肃等省份投产有50MW以上的【de】电网侧【cè】储能电【diàn】站【zhàn】项【xiàng】目。正是国网内密【mì】集推进储能【néng】电【diàn】站示范项目，最终形成了2018年国【guó】内电网侧储能市场的【de】井喷。
电网侧储能项目的兴【xìng】起，与近年来【lái】电源侧【cè】发生的变化相【xiàng】关。过去，电源侧火力发电机【jī】组是绝【jué】对主力【lì】，这些【xiē】电源出力【lì】可控，电网内负荷【hé】波动主要【yào】来自用【yòng】电侧。
随着国家以煤【méi】为主的能源体【tǐ】系向清洁能【néng】源转【zhuǎn】型。风电、光电等间歇式电源逐【zhú】渐【jiàn】占【zhàn】据【jù】了新增电源的主要部【bù】分，并【bìng】在电网【wǎng】调度中【zhōng】享有【yǒu】优先调度的地位。发电侧的【de】波动越来越大，这给调度带来【lái】了难【nán】题。
储能既能充电又能放电，用【yòng】电高峰可以放电【diàn】，低谷时可以充电，可以【yǐ】有【yǒu】效平抑电网内峰谷【gǔ】波动。此外【wài】，储能响【xiǎng】应时间可以达【dá】到秒级，在一秒【miǎo】钟之内进行充【chōng】放【fàng】电的切换，作为【wéi】比较，燃煤电站【zhàn】响应速度【dù】在【zài】1分钟之内，储能的响应速【sù】度比燃煤电站高【gāo】出了1个数量级【jí】。
正【zhèng】是由【yóu】于储能的这种【zhǒng】技【jì】术特性，在【zài】电网侧【cè】储能之前，储能在新【xīn】能源消纳示范、火【huǒ】电调【diào】频【pín】等领域已经有了较大规模的发【fā】展。也正是由于储能的【de】技【jì】术特性在越来越多示范【fàn】项目中的【de】体现，电网公【gōng】司开始逐渐重【chóng】视储能在电网侧的应用。
目前相关机构尚【shàng】未有2018年全年的【de】电网【wǎng】侧储能电站投运【yùn】数【shù】据【jù】。不【bú】过根【gēn】据前三【sān】季度的情况，预计全年【nián】国内电网侧储能电站投运规模将达【dá】到350MW。
尽管如【rú】此，电网侧储能在【zài】国内仍处于刚刚起步阶段【duàn】。在国家【jiā】电【diàn】网内部，正【zhèng】如河南项目是承接【jiē】国网【wǎng】总部的【de】科【kē】研【yán】课题一样，电网【wǎng】侧【cè】储能项目总体还处于示范科研的阶段。
接近【jìn】国家电【diàn】网的业内人士透露，国家【jiā】电【diàn】网【wǎng】对电网侧储能的态度是鼓励示范，但要【yào】求步【bù】伐谨【jǐn】慎，不过快【kuài】发展。该人士【shì】认为，电网【wǎng】安【ān】全兹事体大，他理解电网公司的谨【jǐn】慎【shèn】态度，因此，今【jīn】年电网侧储能示范项目【mù】密集投产后【hòu】，电网公司至【zhì】少【shǎo】需要9-21年的时间【jiān】来研究、总结【jié】，为下一【yī】步储能进入电网规划奠定基础。“明后两年不指望【wàng】会有太【tài】多电【diàn】网侧储能项目，规模【mó】肯定不超过今年，大规模【mó】增长应该【gāi】在2020-2021年。”
商业模式难题待解
目前电网公司投【tóu】资【zī】储【chǔ】能电站采用了权【quán】宜之计。比如江苏电力公司投资【zī】的【de】镇【zhèn】江储能电站，由【yóu】江苏电力公司下属的能源【yuán】服务有限【xiàn】公司投资运营，为【wéi】江苏电【diàn】力公【gōng】司提供服务，再由江苏电力【lì】公司【sī】支付租金。
知情人士透露【lù】，江苏电【diàn】力公司【sī】支付【fù】的租【zū】金来自火【huǒ】电厂辅助服务【wù】的【de】奖惩资金，和【hé】打造“源网荷”系统的【de】资金。此外，储能电站还可以【yǐ】通过峰谷价差，来获取【qǔ】部分收入。
这一模式【shì】已成为电网侧储能项【xiàng】目【mù】的普遍【biàn】模式，是弥补【bǔ】储能电站【zhàn】经济性的权宜之一。
储【chǔ】能电站【zhàn】由于要承担调【diào】峰、调频等辅助【zhù】服务职能，所以在相当的时间内是不发电的【de】，仅【jǐn】仅依靠如传【chuán】统【tǒng】的火电厂的固定上网电价，难【nán】以解【jiě】决储能电【diàn】站【zhàn】的投资回报问题。
这方面的解决方案是电力市场【chǎng】化，在电力现【xiàn】货市场【chǎng】中，市场会发现储【chǔ】能电站【zhàn】调频、调频的价值，并【bìng】为【wéi】其定价。但我【wǒ】国【guó】的电【diàn】力市场正在构建过【guò】程中，目【mù】前电价仍然是政府【fǔ】定价，后续随电力市场【chǎng】的发【fā】展、完善【shàn】，这一问题将得到解决。
在目【mù】前的阶段【duàn】，储能电站的商业模式，其一可【kě】参照抽水蓄能电【diàn】站，设置两部制电价，既体现储能电站的电【diàn】量价【jià】值【zhí】，又【yòu】体【tǐ】现其容量价【jià】值。但【dàn】这需要发改委相应【yīng】的电【diàn】价政【zhèng】策。
业内普遍【biàn】认【rèn】为，目前最现【xiàn】实可行的方式，是将电网侧【cè】储能【néng】电站作为电网的【de】“元【yuán】器件【jiàn】”，发挥【huī】电网【wǎng】所需要辅助功能【néng】。但这一模式能【néng】够运转【zhuǎn】，需要能源局的同意。
目前我国的电力体制【zhì】正【zhèng】处于改【gǎi】革中，电【diàn】网从上【shàng】网【wǎng】电价、销售电价的差价中【zhōng】获得收入，将转变为核定输配电价，电网仅承担输电功能【néng】，按电量大小收取【qǔ】过【guò】网费的模式。
电【diàn】网公司大【dà】规模【mó】投资电网【wǎng】侧储能电站，其前提，是国家能【néng】源【yuán】局将储能电站作纳入核定【dìng】电网公司输配电价的准许成本内。目前【qián】，省级电【diàn】网公司输配电价【jià】已经全部核定完【wán】毕，调整周【zhōu】期【qī】为三年【nián】。这意味着，作为【wéi】一个新生事【shì】物，电网侧储能电站需【xū】要【yào】被能源局【jú】接纳，并【bìng】据【jù】此修改输配电价【jià】。
南网内【nèi】部一份报告曾【céng】提出另一种思路，即现阶段可以【yǐ】由电网公司提供【gòng】容【róng】量【liàng】补贴，来促进电网【wǎng】侧【cè】储能电站的发【fā】展。
业内人士分析认为【wéi】，该设想与前者相比【bǐ】，更有利于第三方投资主体【tǐ】进入电网侧储【chǔ】能市场，有【yǒu】利于【yú】提升效【xiào】率、降低成【chéng】本，但同样涉及一【yī】个问题，容量补贴最终仍然【rán】会进入电网公司的运营成【chéng】本，与前【qián】者一样【yàng】，最终仍【réng】然需要反映在【zài】输配【pèi】电价上。
上【shàng】述人士表示，类似解决【jué】方【fāng】案的【de】难【nán】点是如【rú】何在【zài】现实推【tuī】进。储【chǔ】能【néng】电【diàn】站纳入输配电价准【zhǔn】许成本也【yě】好，电网进行容量补贴也好，甚至两部制电【diàn】价也来，电网侧储能电站【zhàn】的投入，最终【zhōng】会在【zài】电价上体现出【chū】来，带动【dòng】电【diàn】价上涨，这与【yǔ】与时下政府正力推的降电价政策方向不【bú】符，这将影【yǐng】响到【dào】类似解决方案【àn】相应政策落【luò】地，注定“将是一个博弈的过程【chéng】。”
