储能还需跨过三座大山：安全、成本、盈利模式

2018年我国电网侧储能迎来了真正的爆发!继江苏之后，河南、湖南、浙江、吉林等地都开始了电网侧储能项目的探索。电网侧储能市场的爆发刺激了整个储能市场的发展，2018年全国储能装机将超过去几年储能装机量的总和，2020年我国储能市场可达14.5GW。

江苏镇江算得上是2018年全国储能市场的引爆点。镇江101MW/202MWh储能项目是全球容量最大的电化学储能电站、全球功能最全面的储能电站、全球首套毫秒级响应的源网荷储能系统。该项目自投运以来便吸引了众多行业人士前来参观学习，成为储能界学习的样板工程。

电网为什么需要储能?

目前来看，电网已经成为刺激储能产业发展的重要助力，且需求非常明显。众所周知，电网是按照最大用电负荷来配置，负荷增长快就需要配置相应的电源以及电网，但这些为满足高峰负荷而建设的电源和电网，在用电低谷及平峰时段是闲置的，这样不仅发电效率会降低，也会造成大大的资源浪费，储能正好可以解决这一问题。

就江苏来讲，对储能的需求主要表现在以下几个方面。

1、加快源网荷储能系统升级，保障电网运行安全。特高压“一交三直”工程落点江苏，区外来电规模不断增加，“强直弱交”结构带来的安全风险日益显现。

2、促进新能源消纳，服务能源绿色转型。江苏新能源发展与苏南负荷中心逆向分布，随着新能源规模化发展，对电网灵活性要求越来越高。储能不但可以为新能源提供调峰调频，还能缓解局部重要重载的受电断面压力，最重要的储能可提供灵活的调节手段。

3、改善电网尖峰负荷特性，提高电网综合能效。江苏电网尖峰负荷特征明显，夏季尖峰负荷大，持续时间短，而常规的解决方式投入较大，平均运行效率低。储能可提高尖峰负荷时段的电网供电能力，减少投资，提高效率。

与江苏建设储能的需求类似，河南电网和湖南电网百兆瓦储能电站的建设也是由于特高压投运给电网安全运行带来压力，且负荷峰谷差逐年增大以及新能源接入增多。

尽管储能对电网作用明显，但国网江苏经研院规划发展研究中心副主任谢珍建认为电网侧储能关注的是整个系统的运行，其受益主体包括源网荷各个环节，那么到底由谁来买单仍是目前电网侧储能困惑所在。

储能还需跨过三座大山：安全、成本、盈利模式

随着能源转型的不断深入，对电网的功能作用、运行方式都提出了考验，储能作为电网应对能源转型的关键技术支撑，在未来大有可为。但面对目前储能难进的困局，企业应该做些什么?针对这一问题，在“储能嘉年华·2018项目交流大会”现场，众行业专家给出了答案。

国网江苏经研院规划发展研究中心副主任谢珍建：储能在未来有很大潜力，但储能市场的发展不由电网决定，而取决于外部的努力。一是安全，安全是最有可能影响储能进程的因素;二是成本，目前来看成本下降速度还有差距。安全决定你能否走下去，成本则决定了你能走多远。

华能集团清洁能源技术研究院储能技术研究所所长刘明义：储能的价值很多，当没有在经济上体现的时候对业主来说也是没有价值的，盈利能力决定了储能技术能否走下去，当然盈利的前提还是安全。

国网吉林电力公司电科院科技部主任高长征：储能产业发展无法复制新能源发电的成长路径，因此储能企业竞争力就体现在企业可以为电网提供什么功能和有哪些差异化的服务。

国网河南电力公司博士、教授级高工张景超：做工程，积累经验;探路径，商业模式是重点也是难点;降成本，现在正处于盈利的边缘，还有下降的空间;推政策。

国网山西电科院智能电网研究室主任王金浩：从电力系统的角度来说，应结合源网荷的需求找到适合储能的场景和模式;从设备端来说，产品性能、成本、安全都要适应需求;当然储能产业的发展也需要政策的支持。

总结来看，尽管储能价值逐渐被认识到，但摆在储能企业面前犹待克服的是电池储能安全问题、成本问题以及脆弱的盈利模式。

总体上来看，储能虽然在前进道路上遇到很多问题，但这些问题能够让大家更冷静的看待储能，避免重蹈光伏产业覆辙，我们始终坚信储能应该是能让电力系统变得更好，在这个过程中企业能做的事情还有很多，仍需携手前行。