国网浙江省电力有限公司3月4日透露，到2023年，该公司将推动浙江建成电网侧大型（共享）储能40万千瓦以上,推进200兆瓦级独立储能试点示范。
此前，浙江省发改委、浙江省能源局印发《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》提出，支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设；鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）；鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务；大力发展电网侧储能建设。
据记者了解，除了浙江外，青海等地也明确提出了电网侧共享储能的发展目标。
探路电网侧共享储能
当前，新能源并网比例的提高，正给电力系统带来新的安全挑战。新型储能作为安全保障电源，亟需向大规模、中长周期、容易调度的方向发展，这正是电网侧储能的优势所在。
电网业内人士告诉记者，电网侧共享储能是以电网为连接口，将电网侧、电源侧以及用户侧储能电站进行最优的排列组合，再交由电网进行统一协调管理，推动源、网、荷各侧储能价值的全部释放。
“目前，各地都在积极布局新型储能，但青海和浙江率先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。”
一位浙江新能源企业相关负责人告诉记者，正是由于当前建设新型储能成本较高，浙江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，多方协作满足新能源大发展对储能的需求。”
成本分摊及盈利模式需理清
与其他储能模式一样，电网侧共享储能也面临着成本及盈利的问题。
一位储能行业分析师告诉记者，从一个方面看，电网侧共享储能的调用是为电网服务的，那么在经济关系上确实应该由电网付费。但从另一个方面看，由于不稳定的电源推高了调频成本，那么应由电源方面付费。另外，如果从谁受益的角度来考虑，电力用户是最终的受益者，又应该由用户付费。
“电网侧共享储能是同一区域内的用户共享了储能的服务，毫无疑问应是谁享用谁付费。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为。
彭澎表示，除了成本分摊问题外，如何盈利也是电网侧共享储能要探索的。
“最新政策给予了储能独立市场主体的地位，明确提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。这或许可以作为电网侧共享储能的一个盈利机制。”彭澎称。
中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀认为，电网侧共享储能电站的收益，或许可以通过参与电力辅助服务市场，获取辅助服务费用的方式实现。
市场前景值得期待
彭澎表示，电网侧共享储能的前景值得期待。“分时电价、峰谷价差在不断拉大，储能的市场地位不断明确，市场在释放积极的信号，已经开始吸引资本进入。未来一旦有了更清晰的价格信号，资本会加速涌入市场。”
据了解，浙江正在电网侧共享储能方面进行新的尝试，搭建基于区块链技术的“云储能”交易管理平台，通过聚合各类储能资源，形成共享储能资源池。储能购买方可随时随地筛选、购买平台发布的共享储能资源。国网浙江电力透露，将按照新能源+储能、新能源+共享储能、储能配额制三阶段分步推动健全储能成本疏导机制和共享储能发展市场。
上述储能行业分析师表示，我国电力辅助服务市场尚处于初级阶段，目前仍没有针对电网侧储能或电网侧共享储能的具体政策。但是，考虑到新能源的消纳需求和电网侧储能的优势，电网侧共享储能的爆发不会太遥远。“随着电力市场机制不断完善，交易品种和规则越来越成熟，电网侧共享储能的未来值得期待。”
