在2001年国际消费类电子产品展览会(CES)上，一位年轻人把几节5号电池和一个控制电路组装在铁盒里，用来给数码产品充电。这本是个解决燃眉之急的小发明，却引起一些参展商的注意。一年后，第一代移动电源产品进入市场。但由于当时电芯技术尚不成熟、体积较大，而且功能手机待机时间长达3?5天，市场需求尚不旺盛，第一代产品并未引发太多关注。
反转出现在十年后。主流的智能手机、平板电脑等新一代数码产品功能多但耗电快，很多人甚至患上“电量焦虑症”。于是，能够随时补充电量的移动电源成为解决这一问题的最佳方案，推出后即实现了普及和发展。
有意思的是，电网侧储能和移动电源的境遇有类似之处——电网侧储能技术出现多年，但一直很“低调”，直到2018年才有了“爆发式增长”。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)的统计，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，增速高达2047.5%。且为2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能中占比最高的一类。
如果说，移动电源解决的是电量焦虑，那么电网侧储能解决的则是辅助服务和新能源消纳难题。
从技术角度看，锂电池储能跟踪负荷变化能力强、控制精确，并有双向调节能力和削峰填谷的功效，可以解决调峰问题;从经济角度上看，锂电池成本在近年已经有了显著下降，特别是磷酸铁锂电池，2018 年，磷酸铁锂储能系统平均中标价已至1.5元/瓦时左右，这让其在电网侧储能领域更具潜力。
于是短短一年间，江苏、河南、广东等地的电网侧储能项目就实现了快速增长，湖南、甘肃、青海等省区的项目也进入建设中。其中，哪些电网侧储能的模式值得关注?支撑其发展的商业模式又有怎样的内在逻辑?
江苏：从补位到枢纽
在过去一年中，江苏的电网侧储能项目规模大、数量多、运营模式先进，被认为实质启动了国内电网侧储能市场。
众所周知，江苏处于我国电网的末端，也是特高压受端电网。当下，省内火电机组逐渐面临退役，新项目审批却日益严格。随着新能源装机不断增加，如果仅靠老机组，调峰需求很难满足。江苏第一批电网侧储能电站正是因“补位”而生。
以2018年7月中旬项目建成投运的镇江东部电网侧储能电站(下文简称“镇江项目”)为例，整个工程仅用时2个月，采用“分布式建设、集中式控制”建设原则，利用退役变电站、在运变电站空余场地等，分8个站址建设了储能子站，并接入了统一的控制器。
在建设模式上，镇江项目普遍采用了预制舱形式，即把储能设备集成到大型集装箱中，以“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”的标准配送模式建设，实现了工程设计、工厂加工、土建施工、安装调试等环节的有效衔接。
2018年夏季负荷高峰期间，镇江项目采用“两充两放”或“一充一放”运行模式参与早、晚用电高峰调节。2018年夏季镇江地区共出现三轮高温天气，期间用电负荷急剧攀升，利用储能在高峰时段放电顶峰，提高电网供电能力10万千瓦，有效保障了镇江东部生产生活用电需求。
2018年10月以来，根据负荷水平变化，国网江苏省电力公司进一步优化镇江项目调控策略，除国庆节、春节等电网调峰压力较大的特殊时段外，镇江项目主要采用 AGC模式，设定响应优先级：紧急功率控制、一次调频、AGC，对提升江苏大电网频率考核指标起到了良好效果。
经现场实测，镇江项目参与紧急功率控制的整体响应时间小于350毫秒，一次调频贡献量可达同容量火电机组50倍，跟踪AGC指令平均控制精度误差仅1.03%，各项调节指标优异，可根据电网调度需要快速、精准动作，充实了坚强智能电网的灵活调节手段。
但发挥补位作用只是第一步。国网江苏电力发展部规划一处副处长朱寰表示，储能电站相比一般电池储能系统，其功能定位、技术标准都要复杂得多，需要大量的研发投入。江苏公司依托项目实践，在电网侧大规模储能应用研究方面取得丰硕成果，部分成果已经达到国际领先水平，初步形成了较为完善的技术和标准体系。
技术创新不仅提升了项目质量，也让储能项目实现“升级”。以正在开展前期论证工作的南京江北能源综合服务站为例，电站不仅融合了变电站、储能电站，还加入了数据中心、充换电站、无线基站等多种功能单元，提供包含电力等多种能源、数据的综合服务，期望打造建设能源高效转换利用、信息广泛共享互联的能源互联网基本单元。
江苏的目标是，将电网侧储能项目从传统“变电节点”转变为具备源、网、荷、储等特征的能量双向有序流动的能源枢纽，为泛在电力物联网边缘计算、云边协同提供数据枢纽。
冀北：从被动到主动
如果说，江苏省的电网侧项目代表了储能在大电网受端的应用，而位于河北省张家口的国家风光储输示范工程的储能项目，则是对电网送端如何融入新能源提供了有力支撑。
中国电力科学研究院配电所主任吴鸣曾表示，随着新能源在电网渗透率加大，其稳定运行需要更加精细化的控制策略，储能不可或缺。
国家风光储输示范工程位于张北县，从2009年开始启动建设，2011年12月一期工程投产时，包括14兆瓦/63兆瓦时的磷酸铁锂电池储能系统、2兆瓦/8兆瓦时的全钒液流电池储能系统、2兆瓦/16兆瓦时的胶体铅酸电池储能系统、1兆瓦/0.5兆瓦时的钛酸锂电池储能系统，包括C001-C013 13个储能发电单元，共计电池单体近30余万节投入运营。
在此后多年的运行中，储能解决了新能源渗透率高、特别是风电带来的各种问题。根据测算，对于风电场而言，配置储能装置是最好的方式，虽然会增加3%的场站成本，但可降低20%左右的弃风量。以2018年2月的数据为例测算，安装储能系统的风电场，减少的弃风量相当于每月增加盈利约16万元。
二期工程规划建设的50兆瓦均为磷酸铁锂电池储能系统，目前已经完成13兆瓦/12兆瓦时，包含3兆瓦/9兆瓦时电动汽车动力电池梯次利用储能系统，2套5兆瓦/1.65兆瓦时电站式虚拟同步机储能系统。
虚拟同步发电机，可以将新能源发电设备等无惯性装置变为类似同步机的装置，让其与电网进行实时互动，最终实现源、荷、储一体化，在实现降低40%以上成本的同时，从被动调节转为主动支撑。
2016年， 国家电网有限公司在风光储示范工程开工建设了首个应用于大电网的虚拟同步发电机示范工程，除风电和光伏单元式虚拟同步机外， 还建成了2座采用虚拟同步机控制逻辑的集中式储能电站，这意味着，储能开始和发电装置深入结合。
针对风光储输示范工程的需要，国网冀北电力目前已研发出六种虚拟同步机，其中包括光伏虚拟同步机、风电虚拟同步机和电站式虚拟同步机三大类。
冀北风光储公司党委委员、副总经理、总工程师刘汉民指出，下一步，将深入开展储能电站式虚拟同步机技术研究，探索储能参与新能源发电的调频、调峰、调压等电网辅助服务。
节能服务：从安全到性能提升
韩国储能电站的火灾事故为国内相关项目建设敲醒了警钟。国内电网侧储能电站建设，除了要保证技术先进性、高效运行，在安全方面同样需要高度重视。
在解决电网侧安全和性能方面，国网节能服务有限公司(简称节能公司)已经在江苏淮安官塘储能电站和红湖储能电站进行了尝试，通过建设总容量为96.8兆瓦时的储能项目，积累了从安全保障到性能提升的全方位经验。
在安全方面，节能公司的策略是，采用细水雾和七氟丙烷双套安全配置方案。一旦发生火灾事故，可以先用传统的七氟丙烷进行灭火，然后通过高压将水形成微米级的喷雾把关，这也是细水雾第一次运用在传统的电池仓级的灭火项目上。此外，还对储能电池的电芯采取了系统级控制和预警技术，在BMS(电池管理系统)、EMS(能量管理系统)层面增加安全控制能力，提升灭火效率。
在性能方面，节能公司借助在节能诊断和分项计量领域的优势，对于储能电站转换效率达不到要求的问题，研发了针对储能项目的分项计量系统。通过在储能各个专业设备之间，添加直采电能表。借助电能表和计量系统，运营人员可以直观地在储能站投运后，了解各个系统的转换效率和能耗情况，并方便在后续运维中进行针对性的优化和提升。
此外，项目还在总站上加装了快速功率调节系统。在PCS(电池储能变流器)的基础上，增加了一套协议控制器，可以通过专用通信网直接与PCS进行连接。在稳定运行的时候，设备直接通过EMS进行控制，但对于一些有快速响应需求时，可以通过PCS控制器对电池系统进行快速调节和控制。与传统方式借助能源管理进行控制调节相比，这套系统不论是在调节的速度上，还是跟踪的精准度上，都有数量级提升。
当下，电网侧储能项目的运营大多采取租赁模式，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，租赁期限结束后，相关储能资产移交给电网公司。由于回报周期较长，不足以推动电网侧储能实现大规模商业化发展。未来，仍需进行模式创新，探索相关技术和市场机制突破的新方向。
