谁也没曾想到，在储能的春天，是电网侧繁花盛放。2018年，电网侧储能从无到有，兴起即超越，几乎撑起新增规模的半壁江山。
据统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8兆瓦，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，占各类储能应用之首。
一朝崛起，储能的风向似乎要转向电网侧了。不过盘点来看看，主要是江苏、河南、湖南等几地建设了电网侧储能项目，相较于发电侧和用户侧通常几兆瓦十几兆瓦的规模，电网公司的单体体量较大，项目往往达到百兆瓦级，规模集聚效应也就比较明显。
若从覆盖面来看，电网侧储能并没有广泛铺开，因而也就算不上是真正意义上的爆发。不过，储能在电网系统中的应用前景确实值得期待，相对于发电侧、用电侧，电网侧储能将有可能是储能多重价值发挥的最佳应用场景。
传统方式下，电力系统所有规划都是按照最大负荷来做，负荷不断增长则要通过新增装机、新增线路来满足，而其实尖峰负荷可能只有几天。储能就像给电网安装了超大容量充电宝，在用电尖峰时刻给电网充电，在新能源发电波动时平滑出力，使电网由电力平衡走向电量平衡，从而避免或减少输配电投资，大幅度提高电网资产利用率，提升电力系统的灵活性、稳定性、安全性。
应该说储能的价值已经被充分认识，国家及地方支持政策不断出台，两网也将储能作为新业态的突破口积极鼓励示范探索，合力推动作用下，去年储能建设热情空前高涨，取得了突飞猛进的进展，为储能行业带来发展信心。
虽如此，还是应该清醒看到，从储能的发展时间和基础来看，仍然属于刚刚起步，基础仍然薄弱，市场机制建设还明显落后于产业应用的速度，无论是发电侧、用电侧、还是电网侧，商业模式的困扰还苦无良方，技术与安全方面还待提升。尤其对于电网侧储能来说，则有更多的难题需要纾解。
在商业模式方面。目前已经建设投运的储能电站，都是通过电网租赁的方式实现电网管理，对电网企业来说，储能项目除了发挥优化系统运行作用外，实质上没有产生收益的路径，是一块没有出口的成本。江苏、河南等地大力度建设储能项目，跟其电网结构和电力运行特性有关，调峰刚性需求较高。对于其他没有调峰需求的省份来说，鉴于储能的高成本和投资收益模式不明，可能对于储能的需求就没那么急迫和必要了。
这么看，电网侧储能的商业模式若不清晰，则其发展可能还有很大的不确定性。确实，电网侧储能的市场机制在国际上也是个难题，据CNESA资料，国际市场中由于各国电力市场结构以及电力市场自由化程度的不同，对电网公司拥有储能资产存在争议。从美国来看，电网侧储能项目的收益来自受管制的电网收益和电力市场化交易。我国电力市场化交易和电力现货市场建设正在推进，体制机制尚未成熟，储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现，还需要结合具体情况进行研究明确。
在技术方面。目前电网侧储能技术仍以磷酸铁锂电池为主，无论是容量密度还是功率密度，都有待进一步提升，有些核心关键技术还不掌握。大规模储能接入后如何参与电网的辅助服务、如何优化调度等问题，都暂时没有找到答案。行业还急需一批相对易于执行的技术标准，去指导储能的建设与运维。
在安全方面。储能电池组是一种含高能物质的部件，具有危险性的本质，近几年国内外均有个别储能电站出现着火、爆炸事故的案例。消防安全性问题是储能行业重中之重，应该引起行业高度重视。我国目前有关储能的审批和标准体系还不够健全，急需设计储能安全准则和标准体系，最大程度降低发生危险事故的概率。
当前，储能政策日益完善、产业发展动力强劲，正值大有可为的重要机遇期。要抓住机遇，同时也要保持定力，理性把握投资节奏，重点做好技术和人才储备，为迎接储能产业的真正爆发做好准备。
