“2019年我国储能产业的春天已经到来。在过去一年里，全国超过13个省市区出台了相关的储能政策，市场活力得到巨大激发。”中关村储能产业技术联盟（CNESA）理事长陈海生在2019年储能国际峰会暨展览会上表示，国内储能应用产业结构分布也发生了明显变化，已经从2017年以前的用户侧为主转变为以电网侧为主。
储能在电网侧的价值凸显
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。
多位业内人士告诉记者，电网侧储能市场的兴起源于电网对储能的“刚需”，在刚过去的2018年，储能在电网侧的价值逐渐显现。
据了解，电力系统内存在较大频率波动风险，而系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足，就需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。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。
在市场需求的驱动下，加之国内电改所释放的政策红利和储能行业数年的积累，江苏、河南的电网侧储能投运项目规模居全国前列，容量十分可观，同时，湖南、甘肃、青海等省区的项目也正在逐步释放，值得期待。
国家电网湖南电力公司经济技术研究院院长李湘旗介绍，湖南电力系统以水火混合为特点，水电调节性能较弱，火电规模不大，导致“有用电需求的时候没有发电能力，有发电能力的时候没有用电需求”的情况十分突出，最大系统负荷峰谷差率高达54%，这使得发展储能势在必行。
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍认为：“储能参与电力市场的空间，主要取决于国家能源转型目标中对可再生能源发展的要求，也取决于电力市场运行对风电、光伏等新型发电技术的要求。总体来看，在以低碳化为总体目标的能源转型发展之路上，电力市场因储能而丰富，储能因电力市场更具活力。”
电化学储能装机突破吉瓦大关
由于电化学储能装置响应时间为毫秒级，响应速度快，跟踪负荷变化能力强，控制精确，且具有双向调节能力和削峰填谷的双重功效，这使得电化学储能在诸多储能技术中脱颖而出，备受电网侧储能的欢迎。
国家电网调度中心副总工程师裴哲义表示，电化学储能技术已经应用在电力系统的各个环节，未来随着新能源装机规模的快速发展，储能可以在改变新能源涉网性能、火电联合调频、黑启动等方面发挥重要作用。
“2018年，我国新增投运电化学储能项目的装机规模为682.9兆瓦，同比增长464.4%，是除韩国之外增幅最大的国家。至此国内电化学储能项目的累计装机规模达1072.7兆瓦，突破吉瓦大关，占全球电化学储能市场总规模的16.2%。”CNESA研究总监岳芬介绍。
在规模化之外，储能产业商业化也在加速推进。据了解，目前储能电池的成本正以每年20%至30%的速度降低，2018年已迎来行业拐点：1.5元/瓦时的系统成本线屡屡突破，电芯制造成本降至0.5-0.7元/瓦时。
岳芬认为，随着成本的持续走低及应用领域的铺开，预计未来5年，我国电化学储能市场还将迎来大幅增长。
CNESA研究部预测，到2019年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92吉瓦，年增速约89%，在“十三五”收官之年，将延续超过70%的年增长速度，并在短期内实现两连跳，2022年突破10吉瓦大关，2023年接近20吉瓦。
记者在展会上注意到，今年参展企业的产品也都重点关注电网侧，新技术包括并联直流母线的储能系统、高压级联、智能测控升压一体机等，主要是从高电压、高安全等需求出发考虑。
价格机制亟待建立
虽然电网侧储能呈现蓬勃发展之势，但在今年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，这意味着输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。
“储能作为一个新兴市场，产业整体成熟度还不够，不能简单套用成熟市场的模式。”北京索英电气技术有限公司董事长王仕城说。
清华大学电机系教授夏清表示，电储能技术开启电网智能柔性、经济高效的新业态，新业态需要制度创新，只有产业政策的激励，才能推动电网侧储能朝着更高质量、更有效率、更可持续的方向发展。
夏清提出，应建立市场化的回报机制，分阶段发展适应性的商业模式，以市场促进储能产业发展；应推动与完善电力现货市场体系建设，建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制等。
另有部分企业认为，在产业发展初期阶段，仍需要政府提供补贴的支持。
CNESA储能专委会秘书长张静则表示，补贴“只能管一时而不能管一世”，建立市场机制和价格机制更有助于产业的健康发展。
