最近和电网企业的朋友交流比较多，最大的感受是：其实大家都很迷茫，到底做哪些市场化业务？业务的商业模式是什么？企业的定位是什么？需要培育什么样的核心竞争力？近年来，我国储能市场规模保持高速增长，2011～2018年年均增长率约为50%。

    从装机规模看，目前我国储能仍以抽水蓄能为主。截至2018年年底，我国投运的储能项目累计装机约3120万千瓦，其中，抽水蓄能装机为2999万千瓦，占储能总装机规模的96%；电化学储能装机约为103万千瓦。从地域分布看，抽水蓄能主要分布在华东地区、南方电网经营区内各省份和华北地区，分别占全国抽水蓄能总规模的34%、26%和18%；电化学储能则主要集中于新能源富集地区和负荷中心地区。

    从应用场景看，抽水蓄能主要在电网侧承担调频、事故备用、黑启动等任务；电化学储能则在电源侧、电网侧和用户侧都有应用。储能的迅速发展主要受系统平衡需求、政策体系及储能技术进步等因素驱动。

    电力系统平衡特征发生新变化，灵活性资源需求为储能发展提供了新契机。从电源侧看，大规模新能源接入后，电力系统峰谷差的持续增大使系统平衡对灵活性资源的需求增加。从需求侧看，夏季用电高峰期负荷需求持续增长，已有的灵活性资源已难以满足电网灵活运行的潜在需求。这都需要储能作为灵活性资源的有益补充，参与电力系统调控运行，支撑电力系统安全稳定运行。

    技术的不断进步也使储能规模化商用成为可能。动力电池制造业研发水平的提升及产能的扩大使储能产业从中受益。同时，各方研究机构正致力于海水蓄能、新型液流电池、有机钠离子电池等新型储能技术的研发，以满足不同应用场景的需求。作为电力系统的重要灵活调节资源，抽水蓄能和非抽蓄储能技术的不同特点决定了各自在电力系统中不同的发展定位。

    抽水蓄能的技术经济性相对成熟。综合各权威研究机构的预测来看，尽管非抽蓄储能的技术逐步成熟、成本稳步下降，但预计到2035年，其单位造价、寿命和安全性等指标仍弱于抽水蓄能。因此，从经济性判断，建设大容量系统级储能时，仍应优先发展抽水蓄能。

    对于以电化学储能为代表的非抽蓄储能而言，目前其发展由市场驱动，更适合分散式、小规模应用。未来，随技术经济性更加成熟和新能源更大规模并网，也可视需要推动大容量系统级电化学储能建设。在传统的电力系统规划中，人们主要重视电力电量平衡，对系统灵活调节能力的关注较少。在新能源大规模发展的趋势下，灵活调节能力的提升将成为电力规划和运行的重要内容。

    从当前实践来看，储能的运行方式以配合负荷或配合新能源运行为主。为充分发挥灵活调节作用，储能将由单纯跟随负荷或新能源运行向跟随净负荷曲线波动转变——储能在系统净负荷高峰时段放电，低谷时刻充电；充电电量大部分来自新能源和水电，个别时段来自火电（如为应对即将到来的负荷高峰提前储备电量）。

    据相关研究计算，至2035年，储能可增加新能源消纳电量2100亿千瓦时。同时，储能可降低火电装机容量需求、提高火电利用效率。在消纳同等规模新能源的条件下，如果储能规模减少3000万千瓦，则火电装机需相应提高6000万千瓦，利用小时数降低200～300小时。由此可见，在电力系统中装备储能，可以有效提高新能源利用效率，促进新能源对火电的清洁替代。

    在电源侧、电网侧、用户侧各应用环节中，储能发挥的功能及其对电力系统的影响各不相同。在不同场景中，储能的发力重点应放在哪些方面？

    电源侧储能主要通过与火电或新能源发电等机组出力互补，使这些电源呈现更加稳定可控的特性，从而提高电力系统的安全稳定性。从市场规模看，联合火电调频的市场空间有限，未来电源侧储能市场空间主要集中在配合新能源消纳部分。由于光伏发电昼夜特性明显，相较季节性特性更为突出的风电而言，光伏发电配置储能设施的经济性更佳。因此，“光伏+储能”更具备发展潜力。

    为促进新能源和储能协调发展，调度机构可加强对新能源电站出力外特性的考核；电网企业、政府可为加装储能的新能源电站争取倾斜政策，引导电源侧储能向新能源富集地区布局。推动建立辅助服务市场和补偿机制，鼓励电源侧储能通过市场化手段回收投资。电网侧储能相比其他应用领域，技术标准要求更严，研发、并网和运行投入门槛高，其集中调控模式更利于发挥源网荷储的协调作用和对大电网的紧急支撑作用。

    为有效发挥电网侧储能对电力系统安全运行的支撑作用、实现源网荷储协调发展，在规划方面，需要加强储能与源网荷协调规划研究，根据不同地区对灵活调节资源的需求、发展定位和特点，明确储能发展规模和布局；在技术创新方面，应精准定位电力系统需求，引导储能厂家的技术研发朝着适合电力系统应用方向转型升级；投资方面，探索多种渠道投融资方式，通过积极引入社会资本实现抽水蓄能和非抽蓄储能的协调发展；在成本疏导方面，统筹结合储能的公共产品属性和电力市场建设的推进程度，完善市场化成本疏导机制，实现储能资源的优化配置。

    用户侧储能直接面对终端用户，具有规模小、数量大、接入灵活、布局分散等特点，利用峰谷价差等方式盈利的模式较为清晰。然而，由于峰谷电价受政策影响较大，该模式盈利的不确定性较强。结合用户侧储能自身特点和商业模式来看，当前，建议通过价格信号引导用户侧储能高效参与系统调节。用户侧储能的“互联网+”特征和共享潜力强，可考虑积极探索综合能源服务、绿电交易、需求响应、能源托管、融资租赁等新型商业模式，充分挖掘数据资源价值，开发储能、能源大数据和金融服务等新型能源服务业务及综合解决方案。

    随着满足电力系统应用需求的储能技术研发的推进，以及市场机制的逐步完善，储能对系统安全高质量运行的价值将被充分激发。未来，伴随新能源的大规模发展、储能的技术突破和成本快速下降，储能对电力系统安全高效运行、能源互联网创新业态发展将发挥越来越重要的作用。