电力“国家队”2018年在储能领域很忙。

中关村储能产业技术联盟（CNESA）上半年储能发展回顾报告显示，2018年上半年全球已投运电化学储能项目应用分布中，辅助服务领域新增装机规模最大，为354.2MW，占比51%，同比增长344%；2018年上半年中国已投运电化学储能项目累计装机规模为100.4MW，同比增长127%，其中电网侧新增装机规模最大，为42.6MW，占比42%。

电网、发电企业一改从前对储能“漠不关心”的态度，纷纷入局。

CNESA统计，江苏是新增投运项目装机规模最大的省份，其次是青海、贵州、内蒙古和河南。100MWh级别的储能项目纷纷在各地落子，包括江苏镇江东部、河南、湖南长沙，以及甘肃玉门等。

这些项目背后或多或少都有电网公司的身影，或为集团旗下电力设备企业，或为综合能源服务公司。据“储能100人”微信公众号报道，中关村储能联盟常务副理事长俞振华认为，电网的态度发生了很大转变，并且开始积极介入，这是大型储能项目得以多点开花的重要原因。

随着各地辅助服务市场的不断推进，发电企业对储能项目展现巨大兴趣。山西、广东、内蒙三地的发电侧储能方兴未艾。

电网侧、发电侧正在成为储能可以依赖的应用场景，只是这样的“繁盛”能持续多久？

“国家队”为何瞄准储能？

“国家队”选择在2018年“闯入”储能领域，足见企业内部向综合能源服务商转型的压力，以及外部市场环境变化、能源结构调整带来的“窘境”。

eo此前报道过，2017年底，国家电网公司高调宣布开展综合能源业务。国网提出各省公司应将综合能源业务作为主营业务，推动公司由电能供应商向综合能源服务商转变，打造新的利润增长点，提升公司市场竞争力。他们的目标是：到2020年，确保累计实现业务收入达500亿元左右，力争实现600亿元左右。

曾有从事综合能源业务拓展的人士告诉eo，一向擅长重资产项目投资运营的大型国有企业，在见到纷繁复杂的用户需求时，反而有些不知所措。在适应现有制度前提下，如何利用先天优势开展综合能源业务是电力企业的共同课题。

一位业内人士认为，对于大型电力企业来说，目前，储能或许是为数不多的，能够算得上是综合能源范畴，又能在现有机制下找到合适落地模式的业务之一。

媒体曾报道，国网河南综合能源公司技术部刘浩在2018中国储能西部论坛上解释电网投入储能的原因：第一是特高压交直流混联运行的电网，事故构成要素比较复杂，存在重大安全事故隐患；第二是电网负荷峰谷差逐年加大，需要建设一定容量的储能装置，用以削峰填谷，提高设备利用率，延缓为满足短时最大负荷而所需的建设投资；第三是新能源大规模并网对电网安全稳定运行带来影响；第四是解决区域电网输送断面阻塞的问题。

具体到2018年数个“明星项目”：江苏镇江因燃煤电厂关停、燃气电厂未能如期“顶上”，只能依靠电网侧储能迎战夏季高峰负荷；2022年甘肃电网要满足新能源保障收购小时数要求，除了需要火电灵活性改造外，还需要配置约1800-3600MWh的储能规模；长沙电池储能电站一期示范工程的主要目的也是为了有效解决湖南长沙的用电压力......

对于发电企业来说，压减煤炭消费的压力长期存在，以降电价为主要目标的直接交易又时刻影响着利润空间，寻找新的业务增长点似乎更为迫切。

辅助服务领域让不少发电企业看到希望：2018年上半年，模拟运行下的广东调频市场调频总收益3.6亿元，机组平均成交价格38.21元/兆瓦；山西火电AGC储能联合调频项目数量从2017年的3个增加到2018年的12个。

“国家队”看上储能好不好？

据eo了解，业界对“国家队”的“突然兴奋”持两种态度：积极的一面是，储能终得“用武之地”；消极的一面是，它仍然被“闷”在电力系统内部，缺乏独立身份，较少情况下能用其为客户（包括电网系统）提供的动态服务数量和质量来衡量它的价值。

一位资深从业者指出，短期来看，有项目对设备厂来说是好事，但长期来看，因为没有新的商业模式，未必有利于电力系统向分布式发展，提高用户参与度。

以镇江东部电网侧储能项目为例，八个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设，以租赁形式供电网公司使用，一段时间后将资产移交电网公司。

这种模式下，对电网来说，电化学储能和历史悠久的抽水蓄能电站类似，被看作是一种固定资产，是服务电力系统平衡的一种资源，可以实现调峰、调频、备用、黑启动多种功用。

据澎湃新闻报道，近日在江苏苏州举行的2018智慧能源发展高峰论坛上，南方电网科技部副主任郑耀东指出，电池储能量到一定程度后，如果国家政策体系没放开，电网公司的成本一直受国企改革、电力体制改革的限制，电网公司不会大规模购买储能。

“因为它本身不是电力系统的一个必备元件，只是提升调节能力的手段。”

发电侧储能则一般有两种应用场景，一是火电联合调频，二是促进新能源的消纳，减少弃风弃光。

在消纳弃风弃光电量上，一个比较接近商业化的例子是西藏羊易光储电站。北控清洁能源集团在其西藏羊易光伏电站中建设了4.5MW/20.7MWH的储能电站。根据公司在多个行业论坛上的介绍，羊易光伏电站白天弃电时，储能电站充电，购电只需1分钱/千瓦时。到了夜间，储能电站放电，按照羊易光伏电站1.15元/千瓦时的价格卖出，从而赚取1.14元/千瓦时的差价。

但在新能源发电领域，更多的储能电站还是以示范项目为主。火电联合调频才是发电侧储能的主要阵地。

有储能研究人士认为，发电厂加装储能，大多是为了提升机组响应速率，在调频市场中分一杯羹。但是，随着机组的增加和性能提升，没有终端传导机制的情况下，发电侧上储能是一场“零和游戏”。

从山西省的情况来看，辅助服务市场的建立确实在加剧竞争。2018年，山西省正式开启了调频辅助服务市场，发电机组通过竞价获得调频机会，机组报价范围为5-10元/MW。市场开启后，机组报价不断走低，成交价格几乎都在报价下限位置。相比市场开启之前的固定补偿标准而言，山西储能与火电机组联合调频的经济性有所下降。

这仿佛与近两年随着电力体制改革出现的“价差式”售电市场类似，越早进入，越划算。但“头啖汤”的总分量是固定的，市场空间可能越来越小。往后的日子里，发电侧加装储能设备，必须衡量提升或预留能力参与辅助服务是否足够划算。