储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段;储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术;储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。
一、五大部门：促进储能技术与产业发展
储能是一种新型的电力技术，能够在电力能源“发、输、变、配、用”多个环节提供时间或空间维度上的功率、能量响应与支撑。
2017年9月22日，国家发改委联合其他四大部门(财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局)发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，该文件中对储能技术进行了全方位的解释和定位。“储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源(以下简称能源互联网)的重要组成部分和关键支撑技术。
储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段;储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术;储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。”
根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESE)发布的《储能产业研究白皮书2019》的数据统计，截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模达31.3GW，占全球储能市场总体规模的17.3%，其中电化学储能累计装机规模达1072.7MW。
2018年，中国新增投运电化学储能项目的装机规模为682.9MW，同比增长464.4%，主要分布在西北、华北、华东、华南等区域26个省市中，装机规模排名前十位的省市分别是：江苏、河南、青海、广东、内蒙古、浙江、贵州、山西、北京和河北。由此可见，2018年国内储能市场的发展速度着实惊人。
二、电网企业：响应政府，促进电化学储能健康有序发展
2.1国家电网的大示范
2019年2月18日，国家电网公司印发了《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》。该文件指出储能已在电力系统各个环节得到示范应用，基本具备大规模应用条件。国家电网公司主动顺应变革，配合政府促进储能行业健康有序发展，推动完善储能政策机制的落地，重视储能应用统筹规划，规范技术发展，推动商业模式和市场机制创新。
从政策和业务层面解读，有以下几条具体意见：
推动完善储能政策机制。推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。
有序开展储能投资建设业务。在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。
加强储能投资评估与管理。公司各单位投资建设储能，应开展投资效益评估，考虑合理投资回报。积极支持服务储能发展。支持电源侧储能发展，服务客户侧储能发展。
通俗一点的讲：国家电网公司第一步是要争取政策支持，将投资建设储能项目的资金通过电力交易环节分摊给各方利益群体。在没有政策支持的前提下，国家电网公司不会参与其他方面储能项目，但是会响应国家号召，根据需要且评估建设储能项目的投资回报后，开展电网侧储能示范项目。当然，社会各界开展储能项目，电网公司会做好支持与服务工作。
2018年以来，国家电网先后在河南、江苏、湖南、浙江四地投建了电网侧储能项目以缓解各地“迎峰度夏”、“迎峰度冬”、“尖峰时刻电力支持不足”等难题。电网公司旗下的国网节能公司、省综合能源公司、平高集团、山东电工、许继集团及地方电力三产公司成为电网侧项目的投资建设主力。
河南、湖南两地以省综合能源公司为主;江苏项目有省综合能源公司、山东电工、平高集团、国网节能公司参与储能电站投资建设，国网浙江省电力公司下属三产公司浙江华云集团参与浙江储能项目一期投资建设。目前四省电网侧储能项目投资建设总装机量已达577.6MW/1007.8MWh，其中大部分项目的启动、调研、勘察、设计、招标等工作于2018年完成，2019年大型电网侧储能项目启动消息寥寥。
2.2南方电网的多点开花
2019年1月30日，南方电网公司发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿)，文件中指出近年来储能核心技术不断突破，建设成本逐步降低，应用需求不断拓宽，投资主体日渐多元，呈现提速发展趋势，正加速由示范应用向商业化初期发展过渡。南方电网公司将储能作为推动发展、解决问题的重要手段，密切跟踪储能技术发展，积极推动储能多方应用，助力公司向智能电网运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商转型发展。
其中，政策及业务层面的重点任务包括：
储能投资回报机制。推动政府主管部门将保障系统安全、具备投资替代效益、应急供电保障的电网侧储能项目视为电网有效资产，其投资通过输配电价准许收入予以疏导。
加强储能对电网发展影响研究。研究储能参与电力市场的机制，丰富市场交易品种，引导储能科学发展。
推动储能技术应用。从电网形态和结构特征着手，进行多角度的规划，包括通过储能电站提升电网的应急、应灾能力;因地制宜推进配电台区储能;灵活推动移动式储能;通过储能支撑海岛及偏远地区微电网建设;积极支持电源侧储能应用，如储能联合火电机组参与辅助服务进行二次调频;科学引导用户侧储能发展，包括优化电能品质、降低支出、以独立个体参与电力市场或辅助服务市场方面的探索。
从文件可以看出，南方电网公司从两大方面去探索与实践储能技术的可能性。一方面是推动政策支持，将储能纳入电网有效资产，通过电价来分担这部分支出;另一方面是针对自身实际况，对储能技术的商业模式、技术特点做了很深入的探索和剖析，通过储能技术与能源产业链的融合，进一步催发储能的价值，包括支持电源侧储能、用户侧储能参与进入辅助服务市场、现货市场等场景，创造更多的经济价值。
对于电网自身不同区域的环境特点、电力物理特征，开展差异化储能技术。如贵州冬季冰冻天气，利用储能融冰保电;通过储能搭建微电网满足云贵偏远山区及海南部分离岸海岛的基本用电需求;平滑广东东部沿海区域的海上风电接入;利用储能对深圳、广州、东莞等地的城市负荷中心台区侧进行扩容，满足尖峰时刻功率响应等。
从南方电网储能项目招投标及实施的情况来看，南方电网大型储能的投资运作方主要为南方电网调频调峰公司(以下简称“双调公司”)，南方电网综合能源公司以及广东电网能源投资公司。另外，广州供电局下属的穗能通、深圳供电局下属的深圳电网智慧能源技术公司、南方电网和深圳供电局合资建立的南方和顺电动汽车服务有限公司、东莞供电局也是南方电网里最为活跃的储能投资建设力量之一。
南方电网公司从全局统筹出发，针对不同区域的地理、环境、电力特征，从实际情况出发，量身打造个性化解决方案。储能项目以分布式为主，具备高灵活性和实用性。
其中电网侧储能建设项目或规划有：
变电侧储能建设
为了缓解广州、东莞、深圳等负荷密地区相关变电站高负载率运行带来的安全风险和提高电网储能调频能力。2011年9月，南方电网区域首个储能电站宝清电池储能电站投运，装机规模为3MW/12MWh，是当时全国第一座兆瓦级的磷酸铁锂电池储能并网电站，该电站采用的是深圳比亚迪的磷酸铁锂电池。2018年11月20日，由深圳供电局旗下的南方和顺公司投资的110kV伏潭头变电站储能电站并网投运，装机规模为5MW/10MWh，站址位置为深圳宝安，储能系统设备供应商为北京的中电博瑞。2018年12月，双调公司就110kV变电站侧三项电池储能建设项目工程可研与设计向国内公开招标，三个电站总规模为22MW/38MWh，分别为：东莞松木山(巷尾)110kV变电站10MW/20MWh电池储能系统;东莞港区110kV变电站8MW/16MWh电池储能系统;深圳宝清电池储能站扩建一套容量4MW/2MWh电池储能系统。
台区侧储能
2019年1月31日，红星村子帅庙2#公变100kW/494kWh储能项目正式投运，该项目是南方电网范围内首个投运的配网储能装置，由广州供电局计划部主导、白云供电局配合，穗能通公司提供系统集成。随后，在佛山，东莞，惠州等地相继有台区储能示范试点项目落地。
平滑广东近海区域的海上风电接入
2018年4月，广东省发改委印发《广东省海上风电发展规划(2017-2030年)(修编)》，文件中明确了广东省海上风电建设装机目标：全省规划海上风电场址23个，总装机容量6685万千瓦。到2020年底，开工建设海上风电装机容量1200万千瓦以上，其中建成投产200万千瓦以上。到2030年底，建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦。据南方电网报报道，截至2019年10月底，广东海上风电已投运机组为18万千瓦，在建项目约150万千瓦。未来几年广东风电的建设将会高速发展，随着这些风电机组的正式投运，风电配套储能的介入已经很有必要。
云南清洁能源调峰配套
根据2019年上半年云南电网公司对外发布公告，2018年全省电力装机容量达9340.71万千瓦时。其中，火电1508.35万千瓦时，水电6648.82万千瓦时，风电857.34万千瓦时，光伏326.21万千瓦时。清洁能源占比84.3%，清洁能源交易电量占比达97%。水能利用率提升5.09%，风能利用率提升2.86%，太阳能利用率提升0.3%。如此高的清洁能源并网渗透率，对电网稳定性带来了极大的冲击，采取与之配套的平衡调节手段势在必行。
“保底电网”和“保底电源”建设
广东地处亚热带沿海，热带气旋活动频繁，每年台风登陆都给沿海地区电网造成重大损失。2017年，南方电网发布《南方电网28个重要城市保底电网专项规划》，“十三五”期间基建投资达269亿元。在此背景下，2018年，南网又提出了“保底电源”概念，双调公司正是主要担纲者之一。2018年4月，双调公司曾就“广东重要城市保底电源规划研究项目”招标，最终由中国能建广东院中标。
除以上网侧储能以外，南方电网及广东公司下属诸多企业也在用户侧，电源侧寻找参与机会。
动力电池梯次利用
2018年2月13日，南方电网广州供电局从化白兔变电站退役电池梯级利用储能示范工程竣工投产，该项目由中国能建广东院EPC总承包，是国家重点研发计划项目“明珠工业园多元用户互动的配用电系统关键技术研究与示范”的组成部分，也是全国首个退役电池梯级利用储能示范工程。2018年6月由南方电网科学研究院有限责任公司牵头组织的国家重点研发计划智能电网技术与装备重点专项《梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术》项目，从动力电池梯次利用角度去提取剩余价值。2019年8月6日，南方电网综合能源公司投资的“深圳市梯次利用动力锂电池储能电站项目”正式投运，该项目装机规模为2.15MW/7.27MWh ，由深圳比克动力电池公司进行EPC总包。2019年11月29日，双调公司结合上述深圳宝清电池储能站储能分系统升级改造需求，发布2MW/8MWh梯次利用动力电池储能示范工程可研与设计采购公告。
电源侧项目投资运营
广东省由于用电需求高度密集，且总体功率呈现一定的间歇周期性，高峰时刻断面及联络线上存在电力输送拥挤，区域控制偏差波动较大，技术层面具备调频、调峰需求，且拥有非常好的经济基础，储能联合火电机组参与电力辅助服务市场备受资本的青睐。2018年12月6日，浙江万里扬投资，科陆电子承建的云浮粤电云河9MW/4.5MWh储能联合火电机组调频系统投入试运行，拉开了南网地区电源侧储能飞速发展的序幕。据相关人士透露，该储能电站设备投资约1900万元，试运行收益数据很可观，笔者获取到的数据显示10月份参与调频日均收益高到12万元，最高达16万元。2019年9月18日广东电网能源投资有限公司发布2019-2020年电源侧储能电站项目可研及系统接入方案编制、勘察设计框架招标公告，招标公告里包含三个项目机组共1.9GW，最终中标候选人为中能建广东电力设计院，中国电力工程顾问集团华东电力设计院，中能建浙江电力设计院三家。19年初，笔者与广东电网能源投资有限公司交流时，其对电源侧储能投资业务表示浓厚兴趣，与国内电源侧储能龙头公司科陆电子就河源深能合和电厂储能项目进行了多次深入交流，尽管最终此次项目合作没有达成协议，但广东电网能源投资有限公司通过此番动作，加深了对电源侧储能的理解与认识，增强了投资电源侧储能业务的决心和信心。截至到2019年11月，广东省内已启动或建设的电源侧储能项目达20多个，涉及储能装机总规模高达200MW。试运行或投运项目三个，分别为云浮粤电云河储能电站、华润海丰储能电站、华润鲤鱼江储能电站，这三处储能电站都能看到科陆电子的声影。资本的嗅觉是灵敏的，电源侧储能因为短期收益数据可观、指标漂亮，成为各类能源投资公司重点关注的香饽饽，但是，这是一个持续发展和变化的动态能量价值流动游戏，由于蛋糕有限，游戏规则(政策)可能会变，伴随着高收益的是高风险。这就要求参与各方与自身品质赛跑，与时间赛跑，与对手赛跑。项目有风险，投资需谨慎。
用户侧及微电网储能建设
此类项目建设一般为地方电力公司投资运作为主。2018年10月，广州供电局下属穗能通公司投资建设的江森自控日立万宝空调(广州)有限公司2MW/4MWh电池储能项目投运，是广州地区首个投运的储能项目，也是当时南方电网最大的磷酸铁锂储能项目。该项目由穗能通旗下广州城市用电服务有限公司进行整体运作，由4套500kW/1000kWh设备组成，单套设备招标限价240万进行招标，后由深圳欣旺达中标。1个月后，由穗能通投资建设的从化万力轮胎铅碳电池6MW/36MWh储能项目正式并网试运行，再次刷新南方电网用户侧储能电站装机规模。2019年9月，广州城市用电服务公司以5226万元中标广州中新知识城粤芯10MW/20MWh储能电站项目，后又以4776万元将储能成套设备的分包给广州智光储能。2019年11月22日，广州城市用电服务公司发布用户侧储能项目储能成套设备2MW/4MWh框架招标公告，该次招标包括4套0.5MW/1MWh集装箱式储能系统，项目分别位于比托西(广州)矿业有限公司和舒适刀片(广州)有限公司厂区内，项目预计采购总价为636万，单价为1.59元/Wh。
三、国家发改委：储能不得纳入输配价成本体系
2019年4月22日，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》，明确充电桩、“三产”、售电、抽水蓄能、电储能设施及输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本。消息一出，前期参与推动政策落地的各方部门、企业相当沮丧，整个行业也变得慌乱和消极。
政策的宏观调控政策和市场这个无形的手之间的博弈与制衡，在这个时间点给近两年火热起来的储能行业当头一棒。发改委站在民生建设、经济发展、改革需要、市场公平角度，全盘考虑，推动电力体制改革，规范电网企业的行为，塑造高度公平的电力市场竞争机制。
早在2015年12月，国家能源局法制和体制改革司梁昌新对《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》解释中，对推进输配电价改革提出了以下观点：单独核定输配电价是重新定位电网企业功能、改革和规范电网企业运营模式的基础，是“管住中间，放开两头”的主要内容。改革包含以下2个亮点：
一是规范电网企业运营模式。改革后，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，这样就可以促进电网企业公平对待所有发电企业和用户。
二是健全对电网企业的约束和激励机制。按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入及分电压等级输配电价，抑制不合理投资，核减不合理费用，可以促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。
将近4年时间过去，电网企业的改革转型效果显而易见。其运营模式未发生根本性的变化，本身巨大的体量惯性，也是造成改革过程中阻力的重要原因。这与国家层面进一步全面深化改革的大方针的执行、落实是相冲突的。
电网公司作为关系国家能源安全和国民经济命脉的国有重要骨干企业具有双重属性，一方面是公益性，人民电业为人民;另一方面是效益性，建设世界一流电网，建设国际一流企业。这两者之间的平衡需要大智慧。
在公有制经济的基础上，电网公司作为中央企业担负起国计民生的重任，输配价的变化直接关系到电力用户的切身利益。近几十年，国家电力基础设施的建设不断完善，中国已经成为世界上电力普及程度最高的国家之一，电力系统的稳定，可靠性稳居全球第一。
根据国家能源局数据显示，2018年，全国52个主要城市用户数占全国总用户数的34.07%，用户总容量占全国用户总容量的49.04%。其所属用户平均停电时间为8.44小时/户，比全国平均值低7.31小时/户;其所属用户平均停电频率1.84次/户，比全国平均值低1.44次/户。其中，佛山、厦门、深圳的用户平均停电时间低于3小时/户，拉萨、长春、沈阳、徐州、成都的用户平均停电时间超过15小时/户;北京、上海所属城市用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、呼和浩特、徐州、海口所属城市用户平均停电时间超过5小时/户;佛山、东莞、上海、厦门所属农村用户平均停电时间低于5小时/户，拉萨、西宁等7市所属农村用户平均停电时间超过20小时/户。
2018年的《政府工作报告》提出“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”要求，国家电网已分两批落实降价降费措施， 2018年度降低客户用电成本约655亿元。
2019年《政府工作报告》再度指出“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%”，进一步减轻一般工商业电价负担，持续释放改革红利，同时也给国家电网公司带来了经营压力。
2019年7月16日，国家发改委在宏观经济运行情况新闻发布会上透露，今年4月和7月采取电网企业增值税税率调整和省级电网企业含税输配电价水平降低等，两批措施累计降低企业用电成本846亿元，第二轮“一般工商业平均电价再降低10%”任务全面完成。
据国家电网官方数据显示，2018年国家电网下属员工从2013年187万人逐年降低到158.1万人，与2011年几乎持平，创下近年新低;2018年营业收入25627亿元，近五年基本上维持在10%左右的增长;2018年利润780.1亿元，创下近四年新低。2019年4月18日，中国电力企业联合会在北京召开2019年第一次理事长会议暨2019年经济形势与电力发展研讨会，国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟出席会议指出，国家电网在经营方面，受降低一般工商业电价和电量增速放缓等因素影响，今年面临前所未有的压力。一季度公司售电量、收入增速分别同比下降4.9和11.5个百分点，省级电网企业亏损面呈扩大趋势。
随着互联网技术的飞速发展，人工智能、大数据、5G通信等技术的兴起，传统能源管网模式已经相对落后，能量流、信息流、业务流的高效融合是电网企业开拓新的疆土的一个重大战略抉择。新型智能电网也进化的越发复杂、惊细、高效，输变配各环节优化升级，势在必行，从技术角度来讲，储能技术在中间价值和潜力巨大，但是，结合现有的规则、商业模式、技术成熟度，以及这两年的初步示范尝试结果来看，网侧储能未必是一项不可缺少的辅助技术手段。
四、电网企业：降成本，抓效益，严格控制项目投资
2019年11月，南方电网公司为贯彻落实党中央关于国企改革、“过紧日子”的决策部署，巩固深化供给侧结构性改革，印发《优化投资和成本管控措施(2019年版)》，提出20项重点举措，着力建立精准投资管控体系，科学合理配置资源，实施最优成本管控策略，提高投入产出效益，实现投资有效、成本最优，促进公司及电网发展由重“速度、规模”向重“质量、效益”转变。
坚持效益导向，促进电网精准投资。该文件指出，管制业务要强化电网投资全过程管控及投入产出机制建设，非管制业务要聚焦战略转型方向优化布局。对于非管制业务坚持以市场为导向，重视关键财务指标评估，进一步强化新兴、国际、金融业务投资项目优选和后评价，加强项目的投后管理和资产运营，有效支撑公司向能源产业价值链整合商转型发展。
坚持分类管控，突出成本使用效益。学会“过紧日子”，执行国家降低一般工商业电价政策，降成本，保效益。管制业务要有效衔接政府输配电定价成本监审，成本突出精益管控;非管制业务要对标行业领先，突出成本效益。“以收定支”，实行生产性成本与营业收入规模挂钩，确保成本费用占营业收入比逐年下降。生产、经营、财务指标与行业对标，力促业务成本达到行业领先水平。
2019年11月22日，国家电网公司对内部下发《关于进一步严格控制投资的通知》，该通知指出：国家电网公司将坚决贯彻党中央关于供给侧结构性改革的决策部署，降低实体经济用能成本，认真落实国资委降本节支、提质增效，深化亏损企业治理的工作要求，主动适应输配电价改革和降价预期，需要严格控制电网投资，提升公司经营绩效，保障公司和电网可持续发展，更好地服务国民经济和社会发展。
充分认识严控电网投资的重要性合紧迫性。鉴于来自各方面因素的压力，国家电网公司将执行降本节支，扭亏损，控负债，寻求可持续发展。
以产出定投入，严控电网投资规模。这就回到商业行为的本质：效益第一。要坚持投资必须有效益，以产出定投入，以利润定投资。严禁擅自扩大投资界面和超标准建设，严禁超过核价投资规模和范围安棑投资，严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目，杜绝低效无效投资，不得在投资计划外安排输变电资产租赁，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目，优化续建项目投资进度。
五、写在最后
哲学角度来讲，新生事物的发展必定是曲折的，从萌芽生长、成长壮大、衰老落后、到淘汰终结是万物发展的不可逆转的规律。
宏观经济角度来讲，催生一个产业真正发展的是市场真实需求，政府调控只是一项非常规手段。这个手段能催生一个产业，但是决定产业最终走势的离不开市场那双无形、有力的手。
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