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近日，国家能源局电力司发布电力课题招标，其中包含“电网侧储能关键技术及应用研究”，要求对行业创新发展、政策制定有借鉴和指导价值，具原创性。财政预算提供20万元课题研究经费资助，研究成果归国家能源局所有。境内(港澳台除外)的大专院校、科研院所、企业、行业协会等单位可投标，接受多家单位联合申报。
课题研究要点：
一是结合源网荷领域储能技术的发展，研究提出电网侧储能在电力系统运行中的作用；
二是结合国内外研究及应用情况，考虑技术进步、成本控制、外部条件制约等因素，综合分析各类储能关键技术，通过技术经济比较，提出电网侧储能技术重点发展方向；
三是结合我国电力系统发展规划，分析未来系统调峰调频等需求，研究电网侧储能的应用前景，提出各区域重点布局及规模预期；
四是结合我国电力体制改革情况，考虑投资主体、成本、电价等因素，提出电网侧储能电站发展的商业模式；
五是结合国内外储能电站相关政策，提出推进电网侧储能发展的相关政策措施建议。
今年我国储能行业发展迅速，其中以电网侧储能最为突出，江苏、河南已投运，项目规模与建设速度均引起世界范围的关注，2018年成为中国电网侧储能元年！
目前在建以及规划中的电网侧储能仍有许多问题待解，未来电网侧储能该如何发展，还有待探索。下面从不同角度看电网侧储能未来如何发展。
一、从电网侧储能在电力系统中的作用来看
储能技术在发输配用各个环节、在电力市场中均可提各种各样的优质服务。
目前风电、光伏等可再生能源发电比例再创新高，而且还在继续增长，这对电网的安全和稳定运行提出了更高的要求。产业和居民用电量快速增长，电网负荷峰谷差进一步加大。储能技术为平滑可再生能源发电出力和电力负荷削峰填谷提供了有效手段。它可以提升电力系统灵活性、稳定性，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，提高电网安全稳定水平，并从系统层面有效提升电力系统运行效率，在用电负荷高速增长和电网高质量发展矛盾不断加剧的情况下，找到了一条缓解矛盾的新方法，开辟出一条新路径。
尤其在输配环节，为保证满足电力供需平衡，传统电力系统所有规划都是按照最大负荷来做，这样导致电力系统利用效率不高，当负荷不断提高就需要新增线路，而新增输配电成本最终还是由用户来承担。而装置储能以后，就可以延缓输配电设备投资或有效容量投资，大幅度提高电网资产利用率，还可以应对电网故障特高压闭锁等断电问题，避免火电机组频繁启停，减少常规机组预留备用，消除配电网局部时段性的缺电。
二、从各种储能技术经济比较来看
发展高效低成本长寿命储能技术，是目前储能追求的目标，也是实现能源互联网的关键技术。
技术标准：
一方面，目前的电网侧储能项目，储能技术仍以磷酸铁锂电池为主。在储能电站实际应用中，无论是容量密度还是功率密度，都渴望得到进一步提升。目前储能技术路线较多，化学储能、物理储能等技术路线都没有占据绝对主导地位，电化学储能又拥有多种不同技术方向，不同的储能技术投资差异较大，储能的作用和效果不一，也导致补贴价格难以统一确定。
另一方面，目前大规模化的电化学储能接入，对电力系统的影响、对电网的适应能力以及电网对它的一些功率控制的要求、如何参与电网的辅助服务、如何进行控制，以及接入之后的储能电站如何优化调度等问题，都暂时没有找到答案。行业还急需一批相对易于执行的标准，去指导未来推广与运营。
目前首批标准已经有《电化学储能系统接入电网技术规定》、《电化学储能系统接入电网测试规范》、《电化学储能电站运行指标及评价》等标准出炉，将于2019年起开始执行。近期国家能源局还发布了《关于征求加强储能技术标准化工作的实施方案》(征求意见稿)，未来有望进一步推广实施储能技术标准化，引领储能技术与产业发展。
安全：
消防安全性问题，仍然是储能行业重中之重。尽管储能已经采用了安全性较高的集装箱式设计，但仍无法完全杜绝电池单元在过充或过放、短路及机械破坏时，可能导致的电池内部热失控继而引发燃烧或者爆炸，因此储能装置在接入电网时，需要制定详细的安全防护措施，避免发生事故影响电网运行。无论是电池还是消防方面，还有待探索更安全稳定的技术。
成本：
目前很多企业仍处于观望阶段，迟迟未能参与的原因之一便是项目所需投资额过高，其中电池成本是储能系统最重要的构成，如果电池技术更新、系统成本快速下降，项目将更具经济性，同时会吸引更多投资者加入行业，促进行业快速繁荣发展。
三、从应用前景和规模预期来看
2018年全球新增的储能装机中国将跃居全球第二，这其中电网侧的储能占据了重要的贡献，预计到2018年底，我国仅电网侧新增储能装机规模约50万千瓦。
储能技术在电网系统中有多重应用场景，目前已有多省都在布局建设电网侧储能项目，且根据各省不同的电力特点发挥着不同的作用。
江苏：一期镇江储能电站建设规模为100MW/200MWh，建设目的主要为迎峰度夏，缓解电网的电力负荷;目前二期也已在招标中，将在淮安、盐城、南京等地建设。
河南：一期示范工程采用分布式共选择16个变电站，总容量101MW/101MWh，主要是为解决特高压闭锁问题。
湖南：长沙电池储能示范工程总规模120MW/240MWh，其中一期为60MW/120MWh，选择在芙蓉、榔梨、延农3个变电站，将在12月迎峰度冬前建设完成，缓解长沙地区局部供电压力，提升电网安全稳定运行水平。
甘肃：规划了120MW电网侧储能，主要目的为减少新能源弃电、提升消纳水平，增加调峰能力减少断面闭锁。 此前已有消息开工建设。
浙江：据了解，浙江省也已经开始规划电网侧储能，有望在明年迎峰度夏前建设完成。
福建：晋江将建设大规模储能项目，一期规模30MW/100MWh已经开始招标。二期将扩建500MWh，三期将扩建1000MWh同时还将配套建设移动储能设备以及移动充电设施。目前福建清洁能源装机和发电量比重均超50%，电网负荷最大峰谷差较大，储能电站有望缓解电网安全运行和调峰压力。
山西：依托该省风电、光伏等丰富新能源资源，规划了150MW/600MWh储能项目。
青海、新疆：也有望规划电网侧储能，用于新能源消纳。
吉林：东部地区同样存在调峰和能源消纳问题，目前已有在规划建设储能项目。
广东：深圳供电局潭头储能电站，储能容量5MW/10MWh，日前已顺利并网，成为南方电网首个并网送电的电网侧储能电站，项目将缓解电网建设困难区域的供电受限问题，实现“谷期充电、峰期放电”的功能。
四、从商业模式来看
江苏储能电站目前是两种运营模式：第一种是租赁模式，投资方许继电气和山东电工，按租赁方式签订8年的回收期，每年应收收入大概6.8%;另一种模式类似于能量合同管理的，江苏综合能源服务公司投资购买设备，并和省电力公司之间签租赁合同进行收益分成，获取节省的电费还有调峰辅助服务的费用。
河南储能电站项目，则是由国家电网平高集团作为投资方，对储能电池、储能变流器设备以及设备服务维护等进行招标，
湖南长沙商业模式可能更为创新，国网湖南综合能源公司作为主要投资和建设单位，创新商务运营模式和国内首创核心设备招投标模式，引入电池厂家等社会资源资本大规模参与湖南电网建设，缓解了电网建设投资压力。电池租赁招标多标包公开竞谈，保障储能电站建设的成功率和安全性以及招标的公正性。电池厂家需在租赁10年及以上时间内提供运行维护。
目前已经建设投运的储能电站，都没有真正的管理办法，都是通过电网租赁的方式实现电网管理，没有真正的考核机制、管理办法，实际上对整个电网、对储能电站租赁方式下的储能电站的管理还没有形成闭环。
租赁费付给经营者，如何能体现对电站的成效、电网管理的成效?这些管理办法要结合运行成效的指标、可靠性的指标进行管理，才能真正意义上由电网来管理储能电站，发挥更多的电网关注的功能和作用。
五、其他问题
到目前为止，国家已经先后出台了《促进储能技术与产业发展的指导意见》《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》等文件。但储能方面还存在很多的问题：
目前传统电力系统的市场机制，不能完全适应各种储能应用的市场化运作，储能不能作为主体参与电力系统，储能市场发展的积极性收到限制。储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式亟待确认与实施;
关于储能安全防护、储能电站监修、储能电站调度运行管理评价等，相应的评价考核机制、相关技术标准还有待完善;
储能项目的建设需要合理引导与规划，以避免无需投资重复建设，提高投资效益;
行业开始呈现垄断格局，很多企业无法参与，需要进一步鼓励电网企业以外的市场主体参与投资、建设和运营，使电网侧储能电站向着专业化、市场化发展。
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