《實施方案》提出，儲能要以規模化發展支撐新型電力系統建設，堅持優化新型儲能建設布局，推動新型儲能與電力系統各環節融合發展。在電網側，因地制宜發展新型儲能，在關鍵節點配置儲能提高大電網安全穩定運行水平，在站址走廊資源緊張等地區延緩和替代輸變電設施投資，在電網薄弱區域增強供電保障能力，圍繞重要電力用戶提升系統應急保障能力。

在政策和市場的雙重推動下，電網側新型儲能正在被重新激活。

有望計入輸配電價成本

新型儲能的成本回收機制缺失一直是困擾行業發展的核心問題之一。根據新政精神，要對發揮系統調峰作用的新型儲能，經調峰電源能力認定后，參照抽水蓄能管理并享受同樣的價格政策。但是，不少業內專家表示，現階段電化學儲能最主要的作用仍是調頻，能夠實現調峰的儲能電站為數不多。

華北電力大學國家能源發展戰略研究院執行院長王鵬表示，按照電改9號文的要求，電網企業正在轉變盈利模式，電網的投資有賴于通過合理的輸配電價回收成本。

“去年國家發改委下發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》后，電網企業投資抽水蓄能電站的熱情明顯高漲，按照《實施方案》形成的共識，當電網側新型儲能價格政策出臺后，電網企業對投資新型儲能的態度會有很大改變。”王鵬說，“《實施方案》強調的是建立電網側獨立儲能電站的容量電價機制，這意味著只是將容量電價對應的容量電費納入電網輸配電價回收，而不是儲能電站的全部成本收益。”

中國能源研究會配售電研究中心副主任吳俊宏認為，《實施方案》暗示出，未來，部分電網側新型儲能成本收益大概率會納入輸配電價。“例如，文件提出‘科學評估新型儲能輸變電設施投資替代效益，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。’這符合相關性原則，即這類電網側儲能不作為電源主體看待，而是替代性發揮輸變電設施功能，則具備納入輸配電價的條件。”

幫助降低電網基礎設施建設成本

據了解，新形態下電網安全防御，需要在數百毫秒內快速抑制數百萬千瓦乃至上千萬千瓦有功能量對系統的沖擊，迫切需要在電力系統內增加更為靈活、可靠和快速的大規模有功調節資源。但此前由于儲能成本較高及成本疏導等問題，電網對于新型儲能并不像對抽水蓄能那樣熱衷。 

王鵬認為，大規模新能源接入電網后，電力系統的運行特性發生變化，需要資源快速響應，新型儲能有望在提高電力系統穩定性方面擔當大任。“當然，能發揮的重要作用也包括在配網中增強末端薄弱區域常態的供電保障能力和應急狀態的保障能力。”

“實際上，在關鍵電網節點配置儲能，不只是發揮其調峰作用，更要發揮其調頻、調壓、事故備用、爬坡、黑啟動等多種功能。比如，在直流特高壓落點等位置布置儲能，就可以發揮出儲能快速提供有功、無功對于電力系統的安全穩定作用。”吳俊宏表示。

吳俊宏表示，純粹從技術上講，不該區分電源側、電網側、用戶側儲能。只是相比電源側或用戶側儲能，電網側儲能有更大范圍的適應性。

配置電網側新型儲能不僅是提升電力系統靈活性的需要，甚至還可以幫助電網降低輸變電設施投資。《實施方案》提出，在輸電走廊資源和變電站站址資源緊張地區，支持電網側新型儲能建設，延緩或替代輸變電設施升級改造，降低電網基礎設施綜合建設成本。

在一位電網內部人士看來，電網側儲能延緩和替代輸變電設施投資，要結合負荷中心、臨時性負荷增加地區、階段性供電可靠性需求提高地區等不同場景來考慮。

“臨時性負荷增加地區、階段性供電可靠性需求提高地區大多屬于臨時性的供電容量提升需求。在這兩種場景下，供電企業完全可以挖掘潛能頂上去，無需額外的輸變電設施投資，這相當于以較小成本解決了系統的冗余備用問題。”該人士表示，“而在負荷中心場景下，由于空間和安全等因素，新建或改造輸變電設施受限，電網新型儲能恰可以發揮更大作用。”

據了解，相比巨大的輸變電設施投資而言，新型儲能投資相對較低，若在特定場景下，新型儲能可以部分代替輸變電設施的功能，從經濟性上來考慮，也能撬動電網企業投資和接納新型儲能的意愿。

做好相關監管工作

一方面，新型儲能投資成本有望納入輸配電價回收；另一方面，在特定場景下，新型儲能可以幫助電網降低輸變電設施新建或改造投資。在此背景下，電網側新型儲能將迎來新的發展契機。

吳俊宏表示，實際上，電網側新型儲能不只是電網公司投資的儲能，也可能是其他社會資本投資的儲能。其建設目的和作用會因項目而不同，投資回收機制也各異。未來，電網側儲能發展的關鍵是，如何科學管理各類電網側儲能項目，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者抬升整個電力系統的成本。

業內普遍認為，電網側儲能成本收益想要進入輸配電價當中進行回收，一定要做好可行性研究論證，闡述清楚相關性、合理性和合法性。

吳俊宏表示，電網側儲能一旦計入發配電價，相關的監管工作需要同步落實到位。“監管部門需要認定電網側儲能是不是真實地發揮了相應功能，還是僅僅作為擺設。”