电网侧储能有望重启 ？

4月21日，国家发展改革委、国家能源局联合发布公告，对《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）公开征求意见。

《征求意见稿》主要针对除抽水蓄能以外的新型电储能技术，覆盖电源侧、电网侧和用户侧。其中，特别提出通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。

（点击查看：《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》）

电网对电化学储能态度或生变

《征求意见稿》提出，到2025年，要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

对此，中国能源研究会配电企业发展研究中心副秘书长吴俊宏表示，当前，电化学储能对比抽水蓄能在成本和应用场景上存在一定优势。之前，禁止电网侧储能纳入输配电价，是为了保证市场的透明度。现在，随着储能技术的进步、成本的下降以及在新型电力系统中发挥的作用，如果还禁止储能纳入输配电价，确实有失公平。

“所以，此次《征求意见稿》提出，在政策机制方面，明确新型储能独立市场主体地位，健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，这有可能会转变电网对电化学储能的态度。”吴俊宏表示。

一位发改委系统研究人士认为，过去并不是电网不想发展电化学储能，而是由于政策限制，导致电网侧储能发展暂缓。电网是连接能源生产和消费的平台，也是电力系统碳减排的核心枢纽。《征求意见稿》提出要推动电网侧储能合理化布局，从发展目标来看，将电网侧储能纳入输配电价是大势所趋。

纳入输配电价细则仍需明确

对此，有专家提出，目前，电网侧储能在电网应用中主要起到电网调峰和调频的功能。鉴于电网侧电化学储能投资小、运营周期短，相关技术方案、电池性能及造价水平处于快速变化之中，此时《征求意见稿》提出将电化学储能重新纳入输配电价，可能会导致电价市场紊乱。

发改委系统研究人士表示，根据现行的《输配电定价成本监审办法》，电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，因此电网企业直接投资的储能站，其成本无法通过输配电价疏导。此外，目前国内各省区均未出台明确的电网侧储能投资回收机制。因此，在电网侧储能被纳入输配电价成本之前，亟待建立有效的投资回报机制。

上述专家认为，“《征求意见稿》提出要研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，这其实就是将储能电站看作电网的资产，帮助电网回收投资储能电站的建设成本，仅是为了建立有效的投资回报，暂时还不需要担心会扰乱价格市场。”

在吴俊宏看来，想要保障电价市场平稳，还需要后续监管和细则的发布。“既符合电力系统规划和相关技术标准，又接受调度机构统一调度的电网侧储能，有助于减少或延缓电网输配电设施投资，也有利于降低全社会平均用电成本。不过在国内电力市场成熟完善前，为了促进电网侧储能的健康有序发展，保障电价市场的平稳运行，电网侧储能纳入输配电价，仍需国家出台下一步管理措施。”

电网侧到底需要多少电化学储能？

根据相关统计，目前全国已有十省市布局建设电网侧储能项目，总规模超1037MW/1980MWh。其中尤以江苏热度最高、项目最多。

电网侧储能规划多为调整电力负荷削峰填谷、促进新能源消纳为目的。就近期因电力供应缺口引发热议的湖南、浙江来说，已布局建设多个电池储能项目，但是在《征求意见稿》中，并未清晰的规划出电网侧需要多少电化学储能项目。

对此，发改委系统研究人士表示，《征求意见稿》仅提出要建设3000万千瓦的储能项目，但并没有给出各需求侧的储能建设配比。这就意味着对于电网来说，所需要的电化学储能数量其实是一个模糊的概念。仅能通过“十四五”期间新建多少风光项目，给新项目配多少储能，以及减去抽水蓄能和用户侧储能规划量进行计算，有可能出现电网占需求大头或者需求量极其小的两极情况。

吴俊宏同样认为，现阶段对于电网侧需要多少电化学储能还规划不出来。“现在电网无法估算出对电化学储能的需求总量，可以这么说，没有电网侧储能，电力系统一样可以正常健康发展，电力系统可以通过在用户侧或者发电侧进行调节，并非完全依赖电网侧。所以，想要知道电网需要多少储能，就需要像当年论证特高压一样，先有一套设想，再去论证这一设想是否可行。”