电网侧储能通常是指服务电力系统运行，以协助电力调度机构向电网提供电力辅助服务、延缓或替代输变电设施升级改造等为主要目的建设的储能电站。常见的电网侧储能应用场景包括独立储能（包括共享储能等）、替代型储能（包括变电站、应急电源等）等。中电联统计数据表明，截至2022年年底，电网侧储能电站在建55座、装机4.08GW/7.52GWh，累计投运78座、装机2.44GW/5.43GWh，累计投运总能量同比增长165.87%。其中独立储能累计投运总能量，在电网侧储能电站累计投运总能量中占比近90%，电网侧储能应用主要场景对比详见表1。

表1 电网侧储能应用主要场景对比

(相关资料图)

一、独立储能

（一）独立储能规模

截至2022年年底，独立储能电站在建48座、装机3.82GW/7.19GWh，累计投运64座、装机2.1GW/4.86GWh，累计投运总能量同比增长159.13%。受各地区政策影响，目前独立储能电站主要分布在山东、湖南、宁夏、青海、河北，累计总能量占独立储能总能量的74.29%，独立储能装机区域分布呈现出明显不平衡。2022年，独立储能电站平均运行系数20.13（相当于平均每天运行3.03h、年平均运行1106h）、平均利用系数30.07（相当于平均每天利用1.61h、年平均利用586h），运行情况接近电化学储能电站平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。

（二）独立储能发展相关政策

整体来看，近年来全国已有约30个省（自治区、直辖市）发布了独立储能相关的支持政策，主要聚焦投资建设（发展规划、投资补贴等）以及电站发展运营（提供电力辅助服务、共享租赁、现货交易等）等方面，各省（自治区、直辖市）发布的独立储能相关政策及装机量情况详见表2。

表2 独立储能政策及装机情况4

已发布的相关政策可以归纳为以下几个方面：

一是鼓励独立储能发展建设。2022年6月，国家发展和改革委员会印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，指出新型储能可作为独立储能参与电力市场。目前，全国共有20个省（自治区、直辖市）出台了支持独立储能发展的相关政策，包括山东、河南在内的部分地区通过规划建设独立储能示范项目、鼓励配建储能转为独立储能等政策支持独立储能发展。

二是鼓励共享储能的发展。将储能容量进行共享租赁是独立储能的一种盈利模式，当前山东、河南、贵州、宁夏、广西、新疆等多地在其发布的政策中鼓励共享储能的发展，提出将新能源企业租赁的储能容量视为配建容量，容量租赁指导价格约为每年160~300元/kW。广西在《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》中明确，已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，可暂不参与调峰辅助服务费用分摊。

三是鼓励独立储能参与电力现货交易。山东、山西、甘肃、青海、广东等5个省份明确了独立储能参与现货市场的规则细则。山东是我国第一个支持独立储能参与现货市场的省份，2022年9月山东印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知指出，示范项目作为独立储能可参与电力现货市场，进入市场前，充电电量电价暂按电网企业代理购电价格标准执行，进入市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场中直接购电，放电时为发电企业，其相应充电电量不承担输配电价与政府性基金与附加。

四是鼓励独立储能参与电力辅助服务市场。2018年起，我国已有20个省份明确了储能可以参与电力辅助服务的规则。根据电力辅助服务规则，包括独立储能在内的储能系统可以参与的交易品种主要包括调峰和调频。同时，规则对参与辅助服务的储能系统的容量进行了一定限制，一般为不低于5~10MW。

五是给予独立储能补贴支持。目前，已有江苏、浙江、山西、河南、广东等10余个地区出台了补贴支持政策，补贴方式包括放电补贴、容量补贴、投资补贴等。重庆对独立储能的补贴力度较大，重庆两江新区发布的《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》提出：对新引进的重点新型储能产业项目，自约定开工之日起两年内固定资产投资2000万元（含）以上的，经认定，按照该项目实际固定资产投资的15%给予支持。对单个项目的支持额度最高不超过3000万元。

（三）独立储能重点省份分析——以山东为例

结合上述政策的发布及独立储能的建设规模看，山东的独立储能发展走在全国前列，这与山东积极引导独立储能电站建设、助力独立储能经济性提升有关。山东作为能源消耗大省，由于地势和自然资源禀赋的原因，山东的水电装机规模较小，但风电和光伏的装机规模在逐年增大，这也使得电网在面对由于新能源电力的大规模接入而带来的对灵活调度资源需求升高的问题时，抽水蓄能无法有效发挥作用。因此，山东十分重视电化学储能发展。

从2020年开始，山东就在全国较早地推行新能源配储，并开始构建以峰谷分时电价为主的储能市场，但存在着经济性不高，用户配储积极性差等问题，为了进一步加强市场化引导，提高储能发展的内在动力，山东开始推动独立储能的发展。作为国内首个独立储能电站参与电力现货市场的省份，山东在支持独立储能发展方面的力度较大，发布了较多鼓励政策，并进一步明确了独立储能的盈利模式，这也是山东独立储能得以发展的基础。

整体来看，山东对独立储能发展的支持力度较大，明确了新型储能示范项目可以作为独立储能参与电力现货市场，并鼓励符合要求的新能源配储转为独立储能5。在经济性方面，山东规定了中长期市场储能的盈利模式6，并通过政策引导形成了独立储能容量共享租赁、参与电力辅助服务、峰谷价差套利、容量补偿等多个收益模式7。

二、替代型储能

（一）替代型储能规模

截至2022年年底，替代型储能电站在建7座、装机0.26GW/0.33GWh，累计投运14座、装机0.33GW/0.58GWh，累计投运总能量同比增长239.64%。2022年，替代型储能平均运行系数0.15（相当于平均每天运行3.61h、年平均运行1318.5h）、平均利用系数0.14（相当于平均每天利用3.37h、年平均利用1232h），运行情况优于电化学储能电站平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。

（二）替代型储能发展相关政策

近年来，全国已有约20个省（自治区、直辖市）在相关政策中涉及了鼓励替代型储能发展的相关内容，各省（自治区、直辖市）发布的替代型储能相关政策及装机量情况详见表3。

表3 各省（自治区、直辖市）替代型储能政策及装机情况8

整体来看，自2022年6月7日国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》后，已有约20个省（自治区、直辖市）参照文件精神出台了对于替代型储能发展的支持政策，提出在关键节点、电网末端及偏远地区等布局新型储能，发挥储能应急备用技术优势，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等。

（三）替代型储能发展情况分析

我国配电系统覆盖面广泛，尤其在偏远地区，配电网的负荷密度较低，供电半径较长，这导致位于配电系统末端的用户常常遭遇电压偏低的问题。因此在这些特定的场景下，与新建、扩容电网输配电设施相比，建设替代型储能可以更加便捷、经济地延缓或替代电网升级改造，替代性发挥输变电设施功能。例如，在西藏、新疆等偏远地区的电网末端，由于地理位置偏远、电力输送受限等因素，存在供电不足的问题。传统的电网扩容改造成本较高且时间较长，建设电网替代型储能，可以替代电网的输配电设施，经济灵活地增强电网薄弱区域供电保障能力。

结合上述对于替代型储能发展政策的分析，可以看出电网替代型储能的发展仍处于前期的探索阶段，但随着储能技术的逐步成熟，电网替代型储能需求也逐步显现。

三、电网侧储能发展趋势分析

随着新型电力系统建设的逐步加快，受极端天气以及新能源装机比例逐渐增高的影响，考虑电网安全稳定运行的实际需要，电网侧储能由于其电网互动友好性以及相对清晰的商业模式，在政策和市场中得到了较高的关注，发展前景较为广阔。

在独立储能方面，该模式由于其较为丰富的盈利模式以及较为良好的经济性，目前已经得到了较多地区的关注。但对于独立储能的发展，其涉及的共享租赁、参与电力现货市场、提供辅助服务等获利模式仍存在部分实际问题。一是共享储能全面落地尚需时间。共享储能通过模式创新，为储能降本增收提供了思路，但目前各地项目规划较多，实际投运较少，实际租赁情况、辅助服务调用情况等需要进一步明确保障机制，获得稳定收入存在风险。二是储能参与电力现货市场还处于初步探索阶段。目前只有山东的12个电站开展了相关实践，其规模化发展还依赖各地市场机制的完善及相关技术的进步。三是辅助服务收益无法达到预期值。目前电力辅助服务费在发电电源间实行零和博弈，成本难以有效疏导至电力用户，同时调峰等辅助服务补偿价格普遍不高，独立储能收益难以保障。

在电网替代型储能方面，目前电网替代型储能的发展仍处于前期探索阶段，目前还存在着包括政策中对电网替代型储能界定不明、储能成本纳入输配电成本缺乏核定标准等问题。以上这些因素在一定范围内影响了电网侧储能的实际应用和企业投资的积极性。

然而，受到新能源的快速发展、电力系统的灵活性要求以及能源结构的转型等因素的影响，伴随着储能技术的不断进步和市场的成熟，对独立储能和电网替代型储能的应用需求正逐步凸显，一些实际的问题也正在通过政策等手段逐步解决。未来，考虑到电源负荷及电网情况，电网侧适合建设储能的地址相对有限，独立储能和电网替代型储能在面临较为广阔的发展前景的同时，伴随着有关政策的落地也将面临激烈的竞争。

四、相关建议

一是逐步扩大独立储能比例。政府及相关部门可参考抽水蓄能统一发展模式，采用统一规划、统一建设、接受电网调度与自调度相结合的模式大力发展独立储能。可由地方政府牵头，区域内各类能源企业集中建设独立/共享储能电站（新能源、电网、用户均可参与或主导），由电网进行调用以及结合电力市场情况进行电站自调度，并由政府向参建单位分配相应的新能源开发指标，以此实现政府、电网企业、发电企业的多方共赢，显著提升新能源消纳空间。

二是因地制宜配置电网替代型储能规模。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，由地方政府和电网公司牵头，确定电网替代型储能的配置需求，科学确定配置的合理比例，有序引导建设节奏。同时，对于电网替代型储能，建议在电力系统发展规划中予以明确。

三是构建电网侧长效成本疏导及市场机制。建立保障独立储能、替代型储能盈利的长效机制，完善电能量市场机制，明确独立储能、替代型储能参与电力市场交易规则，加大有偿调峰补偿力度，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。研究建立储能成本以电力辅助服务费、输配电价等形式向电力用户疏导的机制，规划出台容量电价机制。健全尖峰电价机制，适度拉大峰谷电价差，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源。