电网侧新型储能重新被激活
日前，记者了解到国网固原供电公司在《关于固原市2023年度市场化并网新能源项目建设容量及接入情况的复函》（以下简称《复函》）中提到，截至目前，该市新能源并网总容量为69.23万千瓦，其中集中式60.8万千瓦、分布式8.43万千瓦。2022年，固原地区最大负荷69.68万千瓦，平均负荷为51.16万千瓦。固原地区负荷体量小，新能源接网就近消纳困难。从新能源接网条件和送网通道分析，市场化并网新能源规模不宜超过20万千瓦，其中泾源县绿源变110千伏侧5万千瓦，原州区张易变5万千瓦，彭阳县任湾变5万千瓦，隆德县渝河变5万千瓦。电网侧配置55%的储能规模、时长4小时。
除了上述文件，在《宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划》中提到，积极开展“新能源+储能”示范应用。推动风电、光伏与储能联合开发和互补融合。有序扩大电源侧、电网侧、用户侧新型储能商业应用，优先在中卫沙坡头区北部、中宁县北部，吴忠利通区中北部、红寺堡区西北部、盐池县东南部、同心县中部，宁东能源化工基地南部等新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区域性共享储能设施。到2025年，力争建成500万千瓦储能设施。
在政策和市场的双重推动下，各地电网侧新型储能正在被重新激活。
各地正积极探索电网侧储能
不仅是宁夏，一位广西电网的李姓专家告诉21世纪经济报道记者，2022年广西省新能源装机为1466万千瓦，五年内，装机占比由7.4%上升到23.4%。但这也就导致了另一个问题，由于新能源的波动性、间歇性和随机性，截至当前，广西发布了新能源消纳预警6次，电力供应形势严峻预警4次。“预警内容大多为季风季节夜间消纳有限以及负荷高峰发电量不足。换句话说，就是始终存在供需不平衡的情况。”
目前为止，广西投运的新型储能电站总共有6个，其中3个是共享储能。广西电网专家表示，这主要得益于广西出台了一系列对新型储能的支持政策。广西在2021年和2023年分别出台了要求新能源配储政策，其中对广西能源领域影响比较大的是2023年4月份出台的《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》，对储能充、放电电价，参与辅助服务，参与市场等提出了一系列政策规定，对新型储能租赁也给予了一定的建议以及价格指导区间。
“目前，各地都在积极布局新型储能，有不少省份已经推动了电网侧共享储能的发展。”上述电网业内人士表示，“电网侧共享储能的落地，既有利于新能源的消纳并网，也有利于提高储能项目的收益率，在一定程度上缩短投资的回报周期。”
成本分摊及盈利模式有待细化
一家新能源企业相关负责人李一铭告诉21世纪经济报道记者，正是由于当前建设新型储能成本较高，各地才探索推动电网侧共享储能建设。“电网负责储能电站的建设运维、调度运行和参与市场，各个新能源场站购买配额、视同于自身配建，多方协作满足其对储能的需求。”
广西电网专家表示，虽然现在电网侧储能很多，但是具体到每一种储能项目，都存在一定短板。“就像抽水蓄能的规模太大，建设周期过长，电化学储能电站的规模有限，未来还需要建设更大规模才能满足日常需求。”
不仅如此，在他看来，由于电网侧储能的投资方来自于社会各界，其投资回收机制各异，如何科学管理各类电网侧储能项目是个难题。“既要通过机制的建立有效激励项目，也要做好监管，避免投资冲动造成项目亏损或因为成本过高导致项目烂尾。”
国网山东电科院专家提出，目前电网侧存在的问题主要有三方面：电网侧缺乏合理的布局规划建设；电网系统内可调用的储能容量不足；租赁收益只在租赁方投产后方可产生，存在一定不确定性。他认为，“后续需要对储能建设与电网发展统筹规划，推动电网侧储能规划建设以及规划容量租赁市场来进一步解决这些问题。”
未来发展还需理性看待
在李一铭看来，未来电网侧储能的发展，首先是建立统一的标准，其中包括安全标准、消防标准、运维标准等。“只有标准统一未来才能更健康发展。”
“其次是将储能电站看做一个金融投资类产品，分时电价、峰谷价差在不断拉大，有了收益明确、市场释放积极的信号后，会吸引大量投资者进入。可能电网侧储能发展会发展得更快。”他认为，“最后是电网侧储能的发展一定是规模化、共享化的收益，利用虚拟电厂将电站集结在一起，共同管理、共同收益，平分在交易市场的收益。”
对于未来电网侧储能的发展，广西电网专家提出了自己的看法，“相信市场，但不要过度迷信市场。尤其是峰谷电价。峰谷电价确实在出台时也发挥了比较大的以峰填谷的作用。但对于用户的用电习惯，可能峰谷电价的引导也还是有限的。尤其在广西，在第三轮输配电价的政策执行后，输配电价没有进一步拉大，反而变小了。可能在峰谷电价方面实施效果还是有限。”
“还有就是，辅助服务市场，预期补偿费用或者能获得收益也不会过高，并且随着电网侧储能主体越来越多，大家都是分蛋糕并不是做蛋糕的模式。”他客观提出，“储能是一个能源基础配套，不应该对储能投资有过高的溢价期盼。”