电化学储能：走过达尔文海

 

　　在电网侧调峰等辅助服务方面，储能设施尤其是电化学储能设施的定位既清晰又模糊。

　　2018年，我国电化学储能实现了突破性发展，累计投运规模为1.073吉瓦，是2017年累计投运规模的2.8倍，首次突破“吉瓦”。根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8兆瓦，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，占各类储能应用之首。2019年初，两大电网公司分别出台支持储能发展的指导意见，不约而同提出将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，这一举措当然与新《办法》即将出台的大背景直接相关，但也说明作为保证电力系统安全可靠运行的电网公司，从功能上认可电化学储能设施的作用。

　　原本清晰的投资引导策略，在新《办法》出台后前景一下变得扑朔迷离。但这只是浮在表层的现象。

　　电网侧储能是为了有效提高电力系统安全稳定运行水平，因此储能设施的功率、容量有一定的准入门槛，其设计和布置应服从电网统一规划。既然储能设施与电网关系如此紧密，新《办法》为何明确规定电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用不得计入输配电定价成本呢？

　　对这一政策的解读是，首先这是电改“管住中间”的配套举措，电网侧电化学储能设施确实可提升电网利用效率、提高供电可靠性，但具体应该安放在什么位置、如何合理调度、怎么进行充放计划，目前尚难以准确量化；而这一情况与电改厘清和管制输配电成本的目标不符。其次，严格来说，“不得计入输配电定价成本”也并不等于不允许电网租赁储能服务。对于投资电化学储能设施，电网与社会资本理论上也都是开放的。新旧机制的区别关键在于：储能在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电设施升级扩容等多个方面对电网的价值，将因新机制倒逼而清晰精准起来。即便电网基于对电力系统全方位的了解，仍比社会资本具有投资储能和调用服务的站位优势，但比起旧机制，相关决策势必更科学全面；第三，与以反映时空信号为特征的电力市场的愿景相衔接，发挥市场配置资源的作用，电网侧储能的功能定位和盈利模式将清晰显现。