储能知识丨什么是电网侧储能？

狭义上，电网侧储能是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设，直接接入公用电网的储能系统，这一定义主要根据储能接入电力系统位置的不同来界定。

广义上，电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源，这一定义下，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，本部分分析中，除特别说明外，电网侧储能主要从广义角度来理解。

电网侧储能应用主要包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。

电网企业投资意愿仍待激发，现有非独立储能项目面临“结算难”问题

电网侧储能投资运营模式主要有二：一是租赁模式，租赁模式下储能可由社会资本投资，分为融资性租赁和经营性租赁两种。融资性租赁如江苏镇江储能示范工程中，许继电气和山东电工电气公司签订了8年项目租赁回收期，8年租赁到期后储能站的资产所有权变为后者所有。经营性租赁如湖南长沙储能示范工程（榔梨、延农和芙蓉三座储能电站）项目中，电池本体储能系统由电池厂家建设，提供租赁服务，湖南综合能源服务有限公司负责投资建设储能站。

二是合同能源管理模式，电网企业与储能服务商等签订合同，由电网企业对储能设施进行运维管理，取得收益按双方合同约定的比例进行分享。同样是在江苏镇江储能示范工程中，江苏综合能源服务有限公司与江苏省电力公司签订合同进行利益分成，利益来源包括节约电费和调峰收益等。

中国电网侧储能建设爆发于2018年，随后国家发改委在2019年5月提出储能设施成本费用不得计入输配电定价成本，一定程度上抑制了电网企业建设新型储能的动力。有观点认为，已投运的新型储能大多为非独立储能，一般处于新能源场站内或传统火电等类型的电厂计量关口以内，如新能源+储能、火储联合调频、供热+储热等场景。

可以得出，如果严格按照接入位置来划分电源侧储能和电网侧储能的话，现有已投运新型储能项目较少接入电网侧。不过，电源侧的部分储能项目实际上也可以接受电力调度机构统一调度，响应电网调峰、调频等需求，其中具备电网直调条件，或选择和电网结算的储能项目，一般会采取合同能源管理模式。

然而这一模式下，非独立储能电站常会面临业主方推迟或拖欠收益的情况，根本原因在于此类项目不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份，只能通过电网企业间接参与电力市场。随着储能独立市场主体地位确立，独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等政策利好相继释放，电网侧储能有望更多以独立储能电站的形式落地。

亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场 堵点在于成本无法传输到用户侧

从收益定价模式来看，调峰、调频等储能装机的收益主要来自于辅助服务补偿，原因是在中国大部分风光发电和居民用电仍由电网调度保障运行的情况下，大部分电网侧储能需求还是源于辅助服务市场。辅助服务的补偿方式和分摊机制，由各地区按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，制定相关细则。

一般来说，辅助服务补偿分为固定补偿和市场化补偿。固定补偿依照各省电力辅助服务管理实施细则等规定进行，据不完全统计，当前至少有19个省级以上地区明确了调峰调频补偿标准。市场化补偿则按照各地辅助服务市场运营机制，通过市场化竞争形成交易价格，具体方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。以广东省电网调频为例，

调频服务提供方可以在日前申报调频价格和电量，电网调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最低报价），服务提供方按报价从低到高顺次中标，在执行调频指令当日以出清价格结算。

根据国家能源局答记者问内容，“现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加” 。值得注意的是，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。

如何将辅助服务成本合理传输到用户侧，可引入容量成本回收机制。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类，其中，智利所代表的容量成本补偿机制较适合中国储能产业现状，山东已率先展开尝试——山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。将储能补偿费用平摊至用户侧，储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。一方面，容量电价已经是海外大型储能项目确定性收益来源之一，另一方面，当前国内部分省份出现了煤电机组容量利用率低导致收益下降的问题，都将驱动各地政府积极出台容量成本回收相关政策。

此外，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外成熟市场中，电网调峰均是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力来解决，原因在于调峰本质上解决的是电能实时平衡问题，只要电力市场能实时反映电价变化情况，就可以引导市场主体主动参与调峰。2021年，国家能源局在《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中明确指出，在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场。

当前，国内共有21个地区已开展电力现货市场试点，以山东省第五次电力现货市场结算试运行结果来看，全省电力现货日前市场出清最高价1.34元/kWh，最低价0.02元/ kWh，均价0.48元/ kWh，明显高于调峰补偿标准0.15元/kWh（特殊情况0.40元/kWh）。

可见，调峰参与现货市场不仅更符合市场供需情况，且有利于打开储能盈利空间，预计在各地不断推进电力现货市场建设的过程，将涌现出更多更新的市场化套利模式。

通过对发电侧和电网侧储能电站的分析，单一侧建立储能电站成本高且收益渠道单一，经济性不显著，新能源场站和电网侧建设储能电站的积极性不高。独立储能电站除了能够满足发电侧的储能需求外，还能够满足电网侧调峰调频需求，拓宽了收益渠道，经济性提升，是未来储能电站发展方向。

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