2018年，我国电网侧储能规模化部署趋势显现，电网侧储能发展迎来蓬勃发展之势。而2019年，整个发展形势发生了转变。先是2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。随后，2019年底，国家电网公司发布第826号文《关于进一步严格控制电网投资的通知》，规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。一时间，整个储能行业似乎陷入了迷茫：国家的产业政策将如何变化，储能产业该何去何从，电网侧储能商业模式该如何破局?
当尚显青涩的储能产业遇见成长中的中国电力市场，必然要经历更多的磨合与挑战。在这个储能产业的迷茫期，我们更应冷静下来思考电网侧储能的方向和未来，正视储能所面对的挑战与机遇，探索如何推动电网侧储能朝着更高质量、更有效率、更可持续的方向发展，拨开前路的迷雾，重振信心，期待储能发挥其真正的价值。
01、正视电网侧储能的功能与价值
电网侧储能浪潮的兴起，是电网运行面临挑战和储能技术自身发展共同作用的结果。一方面，新能源的快速增长、电力负荷峰谷差持续增大、电力系统电力电子化特征愈发明显、远距离输电仍将持续、大电网的安全稳定更受关注，使得传统的发、输、配电设施和技术已难以有效兼顾清洁低碳与安全高效的电网发展要求。而储能在电网中的规模化应用则可改变电能生产、传输与消费必须同步完成的传统模式，一定程度上将实时电力平衡转变为电量平衡，将推动电力系统向更加柔性、灵活的方向转变。另一方面，抽水蓄能、锂离子电池储能、压缩空气储能等各类储能技术快速发展，成本持续下降，使得储能迎来规模化商业应用机遇。
那么，什么是电网侧储能?厘清电网侧储能的本质能够从根源上解决由于界定模糊产生的争议和分歧，有助于形成电网侧储能产业发展方向的共识。现行主流观点多从物理资产所有权的角度界定电网侧储能，即根据储能接入电力系统位置的不同，将储能划分为电源侧、用户侧和电网侧储能。而笔者认为，应从储能发挥的功能角度出发，打破物理资产属性的限制，只要接受电力调度机构统一调度、发挥全局性、系统性作用的储能都应纳入电网侧储能的范畴，这样有利于形成开放竞争的电网侧储能市场。
正确认识电网侧储能的作用与价值是发展储能产业的驱动力。储能在电力系统的价值主要体现在：通过储能与电网的深度融合，可极大改进偏重于电力平衡的传统电网规划和调度方式，可全面提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率，将开启电网智能柔性、经济高效的新模式。储能响应速度快、调节灵活的特点，使其在调峰、调频、缓解阻塞、替代和延缓输配电投资、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面可发挥“四两拨千斤”的作用。区别于独立运行的电源侧、用户侧储能，由于电网侧储能接受电力调度机构统一调控、参与系统全局优化，必将形成储能的系统性、全局性优势，必将产生以储能全局优化调度替代局部运行的价值，必将提升储能的效用和投资效益。因此，电网侧储能的发展代表了电力储能产业高质量发展的方向。
02、储能参与电力市场的效益与挑战
储能参与电力市场的价值可分为三个方面：容量价值、能量价值和辅助服务价值。储能可参与不同市场、提供不同的能源服务，并通过相应的价格机制获得收益。不同的价格机制与各种服务之间相互关联，需要统筹协调储能资源的分配。随着电力市场建设日益完善，储能的市场运营策略也将变得更为复杂。储能如何参与市场、如何制定储能的市场运营策略，是实现储能商业化应用的关键问题。
市场环境下电网侧储能和传统电源一样，能够参与能量市场、辅助服务市场、备用容量市场，通过市场的选择发现储能的价值。美国加州太平洋煤气电力公司公布的储能项目实际运行收益状况报告EPIC(Electric Program Investment Charge)表明，现阶段储能在调频领域已有一定的经济性;而由于电价差不足以抵消储能系统循环效率、电池老化等造成的损失，在能量市场的收益并不乐观;参与旋转备用容量市场，其收益包括备用容量的收益和被调用后的能量收益，机会成本较高，收益较低，还不足以支撑项目盈利。我国甘肃、青海等地允许储能电站参与可再生能源消纳，项目收益主要来自于提高可再生能源电站发电量和参与辅助服务市场获得补偿，具有较好的经济效益。
储能参与电力市场面临着政策、技术与经济特性两方面的挑战。在政策方面，电网侧储能的身份定位和回报机制尚不明确，这给电网侧储能的发展带来较大的不确定性。我国正在推进的电力市场化交易，对储能参与市场的方式存在一定不确定性。在技术与经济特性方面，储能成本下降和技术提升的速度存在不确定性，是储能市场化运营的关键问题。当前，电池储能只参与能量市场投标的套利收益是比较微薄的，难以回收投资成本。调峰、调频等辅助服务对于保障电网的安全稳定运行，促进可再生能源消纳不可或缺，需要研究储能同时提供能量与辅助服务的运营模式。美国建立基于性能的调频补偿机制后，电池的快速响应能力使其调频收入显著提高;但调频时的频繁充放电使电池面临加速老化的风险，其寿命可能大大缩短，从而减小其全寿命周期收入，削弱其经济性。
03、如何面对当今的政策与市场环境
2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定电储能设施的成本费用不计入输配电成本。这一规定发布的宏观背景是我国整个实体经济目前面临较大下行压力，政府在做宏观政策决策时，首先希望尽可能降电价。如果把电网企业的电储能投资都计入输配电价这个口子放开，势必会造成输配电价上扬，给终端用户造成一定压力。这是政府出台这一政策的初衷，虽然对储能行业有一定影响，但应该从更大的格局去看待。
另外，国家电网公司于2019年12月出台的826号文，更多的是企业从自身经营的角度出发，是阶段性地出台企业经营策略，控制电网侧电化学储能设施的投资建设;作为行业从业者，我们应该用长远发展的眼光看，这一定是阶段性的困难，从长远来看未必会影响储能产业的发展。为什么我们要有这样的信心和底气?在未来高比例可再生能源接入电网的背景下，储能在技术上是刚需，既然有需求的驱动，这个行业就势必会健康、持续、稳定地往前走，我们应该保持信心。
产业破茧的过程是挣扎和痛苦的，在艰难发展的当前，我们应该如何从政策、市场方面争取更好的环境、为储能的发展提供更好的土壤?很重要的一点是要大力推动我国电力市场的建设。虽然电力市场化改革面临许多困难，但总体而言，在推动电力市场建设过程中，应进一步克服体制机制的障碍，比如建立完善的辅助服务市场机制。当前，我国各区域、各省实行的深度调峰辅助服务市场，是解决新能源消纳问题的中国方案。但作为一个市场而言，深度调峰市场的总规模并不大，同时结算上只是在发电厂之间进行资金转移，成本并未很好地传导到用户侧、形成激励用户响应的价格信号。
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