电网侧储能僵局：国家电网踩下“急刹车” 未来将何去何从？

在连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致用户侧储能陷入僵局后，曾被继续厚望的、呈现爆发式增长的电网侧储能，正在陷入僵局。

近日，能见获悉，国家电网公司在今年上半年工作会上已经明确，电网侧大规模储能建设暂缓。

这意味着，从2018年开始已经明显有了活力与张力的电网侧储能，还没进入大家翘首以盼的“春天”就又急转直下迎来了“寒冬”。

发展势头“正盛”的电网侧储能为何被踩下“急刹车”？电网侧储能的价值到底在哪？未来将何去何从如何？

01临危受命呈爆发式增长

提起电网侧储能的爆发，还要从2018年夏季镇江的“用电危机”谈起。彼时，位于苏南电网中心，是华东电网主力电厂的谏壁电厂，由于机组服役到龄，根据国家相关政策，在2017年，便关停了8、9、10号共99万千瓦的机组。

而原本计划与之形成无缝衔接的天然气发电厂因资金问题未能如期建成。进入2018年后，由于夏天日益逼近，前有追兵，后无粮草，镇江电网迎峰度夏的局势便日益紧张起来。

在天然气发电厂项目停滞和即将迎峰度夏的双重压力下，能够在短时间内建成并帮助电网进行调峰的电化学储能技术得到了国网江苏的青睐。中国首个百兆瓦电网侧储能电站集群、同时也是世界容量最大的电化学储能电站集群应运而生。

实际上，鉴于电力系统内存在较大频率波动风险，系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足，需要快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。因此，在电网侧建设储能电站可缓解电网部分供电缺口，提高设备的利用效率，降低为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。

在市场需求的驱动及有了镇江作为突破口后，河南、湖南、甘肃、青海等省区的电网侧项目也逐步释放，2018年10月之后，江苏二期所涉及到的南京、苏州、淮安、盐城、扬州等地也全面跟进，一时间，电网侧的产业烽火，已成燎原之势。

据CNESA储能项目数据库数据显示，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模为206.8兆瓦，占2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能应用之首；年增速更是达到2047.5%，呈爆发式增长态势。

02“繁荣”过后陷入僵局

虽然电网侧储能在数据上的增速是非常可观的，但其政策走向与业内的预期还是有很大落差的。

先是今年3月的《政府工作报告》中提出一般工商业电价再降10%，这对电网企业盈利造成的冲击不容小觑，可能直接导致国网公司对输配电网基础设施的投资会有所压缩。

当储能人还在为峰谷价差进一步缩小发愁时，紧随其后，国家发改委又泼来“一盆冷水”。

今年4月份，国家发改委发布《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，电储能设施未被纳入输配电价，在被热议了一个月后，国家发改委于5月底正式印发《输配电定价成本监审办法》明确电储能设施不得计入输配电价，这意味着输配电价还不能成为储能尤其是电网侧储能新的可行商业模式。

众所周知，当前电网侧储能所采用的是租赁模式，即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等，租赁期限结束后，再由业主将资产移交给电网公司。（目前，电网侧储能的业主单位基本都是国网直属或各省网公司下辖单位）

这一模式的关键，是电网公司承担了兜底的作用。正因如此，电网内部希望将储能资产归入输配资产，通过重新厘定输配电价来疏导投资收益。

而随着国家否定了储能计入输配电价，却没有否认租赁制，对于电网公司而言，之前的租赁模式等于牺牲自己的利益来大规模投资电站，这显然影响电网的积极性。

此外，储能成本的居高不下也是掣肘其规模化发展的瓶颈。“储能系统成本从去年十月到现在基本没有下降，反而随着安全性手段的提高，成本略有上涨”一位业内资深人士对能见说。

不过不可否认的是，我国电网侧储能还停留在示范项目阶段，对于新鲜的事务，我们得允许其有个试错的过程，只有试错、找错、纠错，产业才能长足发展。

如今，国家电网公司暂停了电网侧大规模储能建设，已经轰轰烈烈上马的电网侧项目被踩下“急刹车”，未来将何去何从？有没有更有价值的应用模式取而代之？这些都是亟待破解的难题。