《实施方案》提出，储能要以规模化发展支撑新型电力系统建设，坚持优化新型储能建设布局，推动新型储能与电力系统各环节融合发展。在电网侧，因地制宜发展新型储能，在关键节点配置储能提高大电网安全稳定运行水平，在站址走廊资源紧张等地区延缓和替代输变电设施投资，在电网薄弱区域增强供电保障能力，围绕重要电力用户提升系统应急保障能力。

在政策和市场的双重推动下，电网侧新型储能正在被重新激活。

有望计入输配电价成本

新型储能的成本回收机制缺失一直是困扰行业发展的核心问题之一。根据新政精神，要对发挥系统调峰作用的新型储能，经调峰电源能力认定后，参照抽水蓄能管理并享受同样的价格政策。但是，不少业内专家表示，现阶段电化学储能最主要的作用仍是调频，能够实现调峰的储能电站为数不多。

华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏表示，按照电改9号文的要求，电网企业正在转变盈利模式，电网的投资有赖于通过合理的输配电价回收成本。

“去年国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后，电网企业投资抽水蓄能电站的热情明显高涨，按照《实施方案》形成的共识，当电网侧新型储能价格政策出台后，电网企业对投资新型储能的态度会有很大改变。”王鹏说，“《实施方案》强调的是建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，这意味着只是将容量电价对应的容量电费纳入电网输配电价回收，而不是储能电站的全部成本收益。”

中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏认为，《实施方案》暗示出，未来，部分电网侧新型储能成本收益大概率会纳入输配电价。“例如，文件提出‘科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。’这符合相关性原则，即这类电网侧储能不作为电源主体看待，而是替代性发挥输变电设施功能，则具备纳入输配电价的条件。”

帮助降低电网基础设施建设成本

据了解，新形态下电网安全防御，需要在数百毫秒内快速抑制数百万千瓦乃至上千万千瓦有功能量对系统的冲击，迫切需要在电力系统内增加更为灵活、可靠和快速的大规模有功调节资源。但此前由于储能成本较高及成本疏导等问题，电网对于新型储能并不像对抽水蓄能那样热衷。 

王鹏认为，大规模新能源接入电网后，电力系统的运行特性发生变化，需要资源快速响应，新型储能有望在提高电力系统稳定性方面担当大任。“当然，能发挥的重要作用也包括在配网中增强末端薄弱区域常态的供电保障能力和应急状态的保障能力。”

“实际上，在关键电网节点配置储能，不只是发挥其调峰作用，更要发挥其调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能。比如，在直流特高压落点等位置布置储能，就可以发挥出储能快速提供有功、无功对于电力系统的安全稳定作用。”吴俊宏表示。

吴俊宏表示，纯粹从技术上讲，不该区分电源侧、电网侧、用户侧储能。只是相比电源侧或用户侧储能，电网侧储能有更大范围的适应性。

配置电网侧新型储能不仅是提升电力系统灵活性的需要，甚至还可以帮助电网降低输变电设施投资。《实施方案》提出，在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。

在一位电网内部人士看来，电网侧储能延缓和替代输变电设施投资，要结合负荷中心、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等不同场景来考虑。

“临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区大多属于临时性的供电容量提升需求。在这两种场景下，供电企业完全可以挖掘潜能顶上去，无需额外的输变电设施投资，这相当于以较小成本解决了系统的冗余备用问题。”该人士表示，“而在负荷中心场景下，由于空间和安全等因素，新建或改造输变电设施受限，电网新型储能恰可以发挥更大作用。”

据了解，相比巨大的输变电设施投资而言，新型储能投资相对较低，若在特定场景下，新型储能可以部分代替输变电设施的功能，从经济性上来考虑，也能撬动电网企业投资和接纳新型储能的意愿。

做好相关监管工作

一方面，新型储能投资成本有望纳入输配电价回收；另一方面，在特定场景下，新型储能可以帮助电网降低输变电设施新建或改造投资。在此背景下，电网侧新型储能将迎来新的发展契机。

吴俊宏表示，实际上，电网侧新型储能不只是电网公司投资的储能，也可能是其他社会资本投资的储能。其建设目的和作用会因项目而不同，投资回收机制也各异。未来，电网侧储能发展的关键是，如何科学管理各类电网侧储能项目，既要通过机制的建立有效激励项目，也要做好监管，避免投资冲动造成项目亏损或者抬升整个电力系统的成本。

业内普遍认为，电网侧储能成本收益想要进入输配电价当中进行回收，一定要做好可行性研究论证，阐述清楚相关性、合理性和合法性。

吴俊宏表示，电网侧储能一旦计入发配电价，相关的监管工作需要同步落实到位。“监管部门需要认定电网侧储能是不是真实地发挥了相应功能，还是仅仅作为摆设。”