日前，21世紀經濟報道記者了解到國網固原供電公司在《關于固原市2023年度市場化并網新能源項目建設容量及接入情況的復函》（以下簡稱《復函》）中提到，截至目前，該市新能源并網總容量為69.23萬千瓦，其中集中式60.8萬千瓦、分布式8.43萬千瓦。2022年，固原地區最大負荷69.68萬千瓦，平均負荷為51.16萬千瓦。固原地區負荷體量小，新能源接網就近消納困難。從新能源接網條件和送網通道分析，市場化并網新能源規模不宜超過20萬千瓦，其中涇源縣綠源變110千伏側5萬千瓦，原州區張易變5萬千瓦，彭陽縣任灣變5萬千瓦，隆德縣渝河變5萬千瓦。電網側配置55%的儲能規模、時長4小時。
除了上述文件，在《寧夏回族自治區可再生能源發展“十四五”規劃》中提到，積極開展“新能源+儲能”示范應用。推動風電、光伏與儲能聯合開發和互補融合。有序擴大電源側、電網側、用戶側新型儲能商業應用，優先在中衛沙坡頭區北部、中寧縣北部，吳忠利通區中北部、紅寺堡區西北部、鹽池縣東南部、同心縣中部，寧東能源化工基地南部等新能源富集、電網送出斷面受限地區，建設電網區域性共享儲能設施。到2025年，力爭建成500萬千瓦儲能設施。
在政策和市場的雙重推動下，各地電網側新型儲能正在被重新激活。
各地正積極探索電網側儲能
不僅是寧夏，一位廣西電網的李姓專家告訴21世紀經濟報道記者，2022年廣西省新能源裝機為1466萬千瓦，五年內，裝機占比由7.4%上升到23.4%。但這也就導致了另一個問題，由于新能源的波動性、間歇性和隨機性，截至當前，廣西發布了新能源消納預警6次，電力供應形勢嚴峻預警4次。“預警內容大多為季風季節夜間消納有限以及負荷高峰發電量不足。換句話說，就是始終存在供需不平衡的情況。”
目前為止，廣西投運的新型儲能電站總共有6個，其中3個是共享儲能。廣西電網專家表示，這主要得益于廣西出臺了一系列對新型儲能的支持政策。廣西在2021年和2023年分別出臺了要求新能源配儲政策，其中對廣西能源領域影響比較大的是2023年4月份出臺的《加快推動廣西新型儲能示范項目建設的若干措施（試行）》，對儲能充、放電電價，參與輔助服務，參與市場等提出了一系列政策規定，對新型儲能租賃也給予了一定的建議以及價格指導區間。
“目前，各地都在積極布局新型儲能，有不少省份已經推動了電網側共享儲能的發展。”上述電網業內人士表示，“電網側共享儲能的落地，既有利于新能源的消納并網，也有利于提高儲能項目的收益率，在一定程度上縮短投資的回報周期。”
成本分攤及盈利模式有待細化
一家新能源企業相關負責人李一銘告訴21世紀經濟報道記者，正是由于當前建設新型儲能成本較高，各地才探索推動電網側共享儲能建設。“電網負責儲能電站的建設運維、調度運行和參與市場，各個新能源場站購買配額、視同于自身配建，多方協作滿足其對儲能的需求。”
廣西電網專家表示，雖然現在電網側儲能很多，但是具體到每一種儲能項目，都存在一定短板。“就像抽水蓄能的規模太大，建設周期過長，電化學儲能電站的規模有限，未來還需要建設更大規模才能滿足日常需求。”
不僅如此，在他看來，由于電網側儲能的投資方來自于社會各界，其投資回收機制各異，如何科學管理各類電網側儲能項目是個難題。“既要通過機制的建立有效激勵項目，也要做好監管，避免投資沖動造成項目虧損或因為成本過高導致項目爛尾。”
國網山東電科院專家提出，目前電網側存在的問題主要有三方面：電網側缺乏合理的布局規劃建設；電網系統內可調用的儲能容量不足；租賃收益只在租賃方投產后方可產生，存在一定不確定性。他認為，“后續需要對儲能建設與電網發展統籌規劃，推動電網側儲能規劃建設以及規劃容量租賃市場來進一步解決這些問題。”
未來發展還需理性看待
在李一銘看來，未來電網側儲能的發展，首先是建立統一的標準，其中包括安全標準、消防標準、運維標準等。“只有標準統一未來才能更健康發展。”
“其次是將儲能電站看做一個金融投資類產品，分時電價、峰谷價差在不斷拉大，有了收益明確、市場釋放積極的信號后，會吸引大量投資者進入。可能電網側儲能發展會發展得更快。”他認為，“最后是電網側儲能的發展一定是規模化、共享化的收益，利用虛擬電廠將電站集結在一起，共同管理、共同收益，平分在交易市場的收益。”
對于未來電網側儲能的發展，廣西電網專家提出了自己的看法，“相信市場，但不要過度迷信市場。尤其是峰谷電價。峰谷電價確實在出臺時也發揮了比較大的以峰填谷的作用。但對于用戶的用電習慣，可能峰谷電價的引導也還是有限的。尤其在廣西，在第三輪輸配電價的政策執行后，輸配電價沒有進一步拉大，反而變小了。可能在峰谷電價方面實施效果還是有限。”
“還有就是，輔助服務市場，預期補償費用或者能獲得收益也不會過高，并且隨著電網側儲能主體越來越多，大家都是分蛋糕并不是做蛋糕的模式。”他客觀提出，“儲能是一個能源基礎配套，不應該對儲能投資有過高的溢價期盼。”
