回望2018年的储能市场，无论从国家政策环境，还是国内外储能项目的增长态势，在储能稳步推进的第八个年头，发展道路已然明朗化。
在国外，石油巨头壳牌进军储能，收购了欧洲最大储能电池企业；特斯拉在美国、英国、新西兰、波多黎各等地均有储能项目布局。
而在国内，国家电网1号文件发布 强调大力开拓储能、综合能源服务等新兴业务；福建晋江100MWh级储能电站试点示范项目及送出线路工程计划在2019年9月投产。
等等事件无疑都在传递一个信息：储能时代已经到来。
目前中国储能在可再生能源侧、调峰调频辅助服务、电网侧、用户侧等领域发展迅速，未来包括电动汽车、车电互联、需求响应等也有很大的应用发展空间。


  2018年，“电网侧储能”应该是中国储能产业发展的关键元年。凭借着电网侧储能模式的爆发，中国终于从MW/MWh走向了GW/GWh。根据CNESA储能项目数据库的统计，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226.8MW，占2018年全国新增电化学储能投运规模的40%，占各类储能应用之首。
 
中国电网侧储能市场兴起
2018年之前，储能在发电侧、用电侧已多有运用，2018年电网侧储能项目发展迅猛，几乎从无到有，成为储能第一大类应用场景。
电网侧储能项目的兴起，与近年来电源侧发生的变化相关。过去，电源侧火力发电机组是绝对主力，这些电源出力可控，电网内负荷波动主要来自用电侧。随着国家以煤为主的能源体系向清洁能源转型，风电、光电等间歇式电源逐渐占据了新增电源的主要部分，并在电网调度中享有优先调度的地位。发电侧的波动越来越大，这给调度带来了难题。
储能既能充电又能放电，用电高峰可以放电，低谷时可以充电，可以有效平抑电网内峰谷波动。此外，储能响应时间可以达到秒级，在一秒钟之内进行充放电的切换，作为比较，燃煤电站响应速度在1分钟之内，储能的响应速度比燃煤电站高出了1个数量级。
正是由于储能的这种技术特性，在电网侧储能之前，储能在新能源消纳示范、火电调频等领域已经有了较大规模的发展。也正是由于储能的技术特性在越来越多示范项目中的体现，电网公司开始逐渐重视储能在电网侧的应用。
根据2018年前三季度的情况，预计全年国内电网侧储能电站投运规模将达到350MW。
尽管如此，电网侧储能在国内仍处于刚刚起步阶段。在国家电网内部，电网侧储能项目总体还处于示范科研的阶段。
电网侧储能的爆发无疑为整个市场注入了新的活力，不仅带来了新的增长点，还推动着储能技术成本的降低以及技术方向朝着更融合电力系统的方向发展，同时也将中国储能应用带入全球视野。但是另一方面，商业模式和政策驱动的跟不上也给储能市场带来的新的挑战。
 
商业模式难题待解 
目前电网公司投资储能电站采用了权宜之计。比如江苏电力公司投资的镇江储能电站，由江苏电力公司下属的能源服务有限公司投资运营，为江苏电力公司提供服务，再由江苏电力公司支付租金。
这一模式已成为电网侧储能项目的普遍模式，是弥补储能电站经济性的权宜之一。
储能电站由于要承担调峰、调频等辅助服务职能，所以在相当的时间内是不发电的，仅仅依靠如传统的火电厂的固定上网电价，难以解决储能电站的投资回报问题。
而未来如要大规模发展，商业模式是必须解决的问题，要解决问题就要做到电力市场化。
在电力现货市场中，市场会发现储能电站调频的价值，并为其定价。但我国的电力市场正在构建过程中，目前电价仍然是政府定价，后续随电力市场的发展、完善，这一问题将得到解决。
目前我国的电力体制正处于改革阶段，电网从上网电价、销售电价的差价中获得收入，将转变为核定输配电价，电网仅承担输电功能，按电量大小收取过网费的模式。
电网公司大规模投资电网侧储能电站，其前提是国家能源局将储能电站作纳入核定电网公司输配电价的准许成本内。目前，省级电网公司输配电价已经全部核定完毕，调整周期为三年。这意味着，作为一个新生事物，电网侧储能电站需要被能源局接纳，并据此修改输配电价。
储能电站纳入输配电价准许成本也好，电网进行容量补贴也好，甚至两部制电价也来。电网侧储能电站的投入，最终会在电价上体现出来，带动电价上涨，这与时下政府正力推的降电价政策方向不符，将影响到类似解决方案相应政策落地，注定将是一个博弈的过程。
 
机遇与挑战并存
显然摆在中国储能面前的不仅仅是巨大的机遇，它的背后同样有着难以预测的风险，中国储能已经进入了一个十字路口，这是一个机遇与挑战并存的路口。
政策的推动带动了国内众多企业进入储能调频市场，储能也逐渐从示范项目向商业化过渡，尤其是531光伏新政发布以来，储能更是被寄予了厚望。国家电网公司、南方电网公司高层已经明确表示要大力发展储能。这些储能及后续的电网储能项目，将对新能源消纳、提升电网的柔性调节能力、减少或避免电网灾后事故扩大化等方面起到积极的意义。
从挑战上来看，储能市场毕竟是一个有天花板的市场，创建自由的平台的同时，无疑也会发起激烈的竞争。2018年，储能运营商和业主单位的分成比例不断下降，从“8:2”跌至“5:5”，在有限的盈利空间中，价格战愈演愈烈。另一方面，尽管公布的“火储”项目不少，但真正投运的却屈指可数，消防安全标准的缺失，也是横在所有储能调频项目面前的一道“鸿沟”。以及市场机制建设和政策驱动力显著落后于产业应用的速度，电网侧倒逼下的输配电价核定机制还需要充分体现市场竞争和公平性、辅助服务市场规则和长效机制缺乏保障、用户侧价格机制的不确定性导致投资风险提高等问题都逐渐显现，这些都关乎着储能产业的短期利益和长期生存，并迫切需要得到合理的疏导与解决。
经过短短十多年的发展，储能产业的进步可以说是有目共睹的，然而作为一个新兴的产业，储能发展并不会是一蹴而就的。宏观上说，支撑可再生能源和新一代电力系统是储能的天然使命，也是其快速发展的基础。我们相信，在我国能源政策的大背景下，在产、学、研、用和政府职能部门多方的共同努力下，储能产业必将突破种种的考验，成为推动我国能源发展的一支生力军。