中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟秘書長劉為在首屆電網側規(guī)?；瘍δ茈娬緫门c技術論壇上表示，今年，全球電網側儲能裝機量首次躍居首位，在各類儲能應用中，其份額已超過40%。保守預估，在2018年全球新增的儲能裝機中，中國的儲能裝機容量將躍居全球第二，這其中電網側儲能項目做出了重要貢獻。不夸張的說，儲能正在開啟電網變革的新業(yè)態(tài)、新時代。
隨著能源轉型的不斷深入，對電網的功能作用、運行方式都提出了考驗，儲能作為電網應對能源轉型的關鍵技術支撐，備受關注。近年來儲能技術的快速發(fā)展，為平滑可再生能源發(fā)電出力和電力負荷削峰填谷等提供了有效手段。電網側儲能應用順應了經濟社會發(fā)展的客觀需要，應用規(guī)模迅速擴大。
去年開始，我國電化學儲能發(fā)展迎來爆發(fā)期。當年新增裝機容量12.1萬千瓦，年增速45%；今年上半年為10萬千瓦，同比增長127%，占全球新增規(guī)模的14%。其中，增長最快、市場份額最大的儲能應用是電網側應用，占比42%。今年我國電網側儲能迎來了真正的爆發(fā)。繼江蘇之后，河南、湖南、浙江、吉林等地都開始了電網側儲能項目的探索與布局。
據CNESA全球儲能項目庫不完全統(tǒng)計，2018年1-9月，我國電網側已投運電化學儲能電站裝機規(guī)模達150MW，其中新增裝機140MW；另有在建或擬建的項目465MW。截至目前，全球電網側電化學儲能累計裝機在760MW左右，今年新增裝機規(guī)模約300MW。我國新增電網側化學儲能電站接近全球新增裝機規(guī)模的一半，我國規(guī)劃和正在實施的項目也達到全球總裝機量的一半有余。
據國家電網有限公司電力調度控制中心副總工裴哲義介紹，目前青海、新疆主要將儲能應用于電源側，促進可再生能源消納；甘肅正在開展儲能多環(huán)節(jié)應用；西藏及東部島嶼主要應用于微電網，以解決偏遠地區(qū)供電問題；江蘇、河南、遼寧主要應用于電網側，增強電網調節(jié)能力；山西、廣東、河北主要于電源側與火電聯(lián)合調頻。
儲能在電力系統(tǒng)中應用廣泛。在整個電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)，儲能都可以有其應用。
在發(fā)電側，可以提高發(fā)電的穩(wěn)定性，提高電能質量，從而促使可再生能源大規(guī)模并網；
在輸變電環(huán)節(jié)，可以聯(lián)合電源降低輸變電的成本；
在配送電環(huán)節(jié)，可以緩解配電的初始投資以及電網的升級擴容；
在用戶側，可以通過峰谷差套利，提高用戶的電能質量，減少用戶的用電成本。
根據儲能聯(lián)盟的不完全統(tǒng)計，截至2017年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模28.9GW，同比增長19%，其中，抽水蓄能占比最大，接近99%，其次是電化學儲能裝機規(guī)模，達到389.8MW，同比增長45%。從中國新增投運的電化學儲能項目的應用分布上看，2017年，用戶側領域的新增裝機規(guī)模所占比重最大，為59%；其次是集中式可再生能源并網領域，所占比重接近25%；然后是輔助服務領域，占比9%；電網側占比3%。目前我國儲能運用比較活躍的領域主要包括用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊，電網側儲能今年開始發(fā)力。
下面，我們詳細說說儲能在各領域的應用發(fā)展情況。
用戶側：峰谷價差套利是常規(guī)，現貨市場開啟將帶來更多可能性
我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能技術可實現在電價低谷期時將電儲存起來，在電價高時再釋放出來，以此幫助用戶“削峰填谷”，節(jié)省用電成本。
根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4——0.9 元/kWh，而對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
利用峰谷電價差在谷時充電峰時放電，只是用戶側儲能的“常規(guī)動作”。除此之外，儲能系統(tǒng)還可以幫助用戶降低停電風險、提高電能質量、降低容量電費、參與需求側響應等，發(fā)揮多重價值。隨著電力市場改革的逐步深入，今后電力輔助市場和電力現貨市場使電力價格更為靈活多變，將為用戶側儲能提供更多的應用模式和盈利空間，相信用戶側儲能將有廣闊發(fā)展空間。
可再生能源并網：光伏+儲能結合有望成為全新增長點
目前新能源占比越來越高，能源結構正在面臨轉型，這些能源革命為能源互聯(lián)網的發(fā)展和催生提供了一定的機遇。能源互聯(lián)網最大的特點就是互聯(lián)網+的特性，而儲能是能源互聯(lián)網的基石，也是能源戰(zhàn)略實施的關鍵要素。新能源快速發(fā)展帶來的電力系統(tǒng)靈活性和消納問題，暴露了傳統(tǒng)電力運行和調度機制存在的瓶頸，也進一步提高了儲能在集中式可再生能源并網領域的應用價值和發(fā)展?jié)摿?。未來光伏、風電、水電等新能源將占國家能源很大的比重，儲能行業(yè)對整個國家的能源行業(yè)而言是非常重要的。近年來，國家也在推動多能互補、風光儲輸等示范工程，儲能不僅能促使新能源更有效的利用，減少棄風棄光，同時，也可以平抑發(fā)電出力，提高電能質量，參與電網負荷平衡。
在新能源并網領域，拿光伏為例，最初的時候，光伏成本很高，企業(yè)的精力都投入到降低成本、技術研發(fā)等方面，但隨著市場成熟，技術突破，太陽能發(fā)電的成本快速下降，未來有希望實現平價上網，這就為儲能發(fā)展帶來機遇，儲能可以改善光伏發(fā)電的質量，減輕電網調頻壓力，目前有很多光伏+儲能的項目投入運行，通過實踐證明了儲能在新能源并網領域發(fā)揮的價值。
輔助服務：火儲聯(lián)合模式快速推廣 有望率先實現商業(yè)化
隨著電力輔助服務市場開啟，我國儲能行業(yè)正在迎來新一輪的發(fā)展機遇。2017年起至2018年2月，我國各個地方集中出臺了13項政策，南方五省、東北三省，以及新疆、山西等地的政策中均有儲能參與輔助服務的規(guī)定，政策之密集前所未有。毋庸置疑，電力輔助服務市場已經是儲能行業(yè)最廣闊的一片“藍海”。
目前我國電儲能參與輔助服務仍然是“躲在”火電機組之后，儲能與火電廠聯(lián)合參與輔助服務市場（簡稱“火儲聯(lián)合”）是目前儲能企業(yè)參與輔助服務市場的主要方式。商業(yè)模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業(yè)合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調頻市場的資格，由儲能企業(yè)做投資、設計、建設、運營、維護，增量調頻收益雙方共享。在AGC和有償調峰方面都具有明顯優(yōu)勢，火儲聯(lián)合參與AGC市場，火電機組的AGC調節(jié)性能將大大改善，從而在AGC市場獲得更多收益?；饍β?lián)合參與有償調峰市場，在技術層面將提高火電機組整體的深調能力。
電儲能設施作為獨立主體提供輔助服務的項目尚未出現。但隨著各地輔助服務市場建設工作相繼啟動，儲能有望在調頻輔助服務領域率先實現商業(yè)化應用。而對于現貨市場而言，當規(guī)?；膬δ茈娬灸軌騾⑴c現貨市場，對抑制電價波動以及電網安全運行都有一定的益處。只要市場化定價、市場化提供服務，儲能就會有更多的發(fā)展空間。
目前來說，儲能應用最多的是聯(lián)合火電機組進行調頻，2017年儲能系統(tǒng)聯(lián)合火電機組參與調頻服務的模式得到快速推廣應用，在華北區(qū)域，儲能電力調頻開始了商業(yè)化運營。根據CNESA研究部預測，儲能應用于調頻輔助服務領域的比例在2020年有望達到18%，2倍于現有的市場份額。
電網側：雖然目前還不具有普適性，但會是下一步重點應用領域
電網側儲能在提高電網運行靈活性、提升電網安全穩(wěn)定運行水平作用明顯，也是調峰和新能源消納的重要手段。雖然今年電網側儲能項目陸續(xù)上馬，但目前并不具有普適性。
例如，江蘇鎮(zhèn)江和河南兩個百兆瓦級別的電池儲能電站，江蘇電網和河南電網有儲能的需求是由他們的電網結構決定的，江蘇和河南同處電網末端，屬于特高壓受端電網，隨著老機組的退役和新項目審批越來越難，靠現有火電機組調峰已經很難滿足需求了，但這并不意味著其他省份也有儲能調峰需求。
儲能將使電網更加智能柔性，更重要的是使經濟更加高效，延緩輸配電設備投資，避免火電機組頻繁啟停。清華大學電機系教授、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清表示，激勵電網側儲能發(fā)展需要出臺開放性、激勵型的輸配電價格機制。
目前電網側儲能正從技術角度出發(fā)，尋求市場化商業(yè)價值，電網側也勢必會在未來一段時間內成為我國儲能系統(tǒng)應用的重點領域。電網側儲能未來潛力的大小主要取決于安全問題能否有效解決，如果說技術和成本決定了行業(yè)能走多遠，那么安全則決定了行業(yè)能否走下去。
雖然2018年的儲能產業(yè)確實迎來一個發(fā)展小高潮，但我國儲能仍然處于發(fā)展初期，盡管儲能價值逐漸被認識到，但擺在儲能企業(yè)面前的電池儲能安全、成本以及脆弱的盈利模式等問題仍待解決。但是隨著國家政策的不斷支持，技術的不斷突破，成本的不斷下降，我們相信，儲能一定會迎來屬于它的春天。
