2018年，在电网侧储能大规模爆发的带动下，储能市场呈现转机。CNESA认为，目前这个阶段非常关键，在可再生能源没有出现“阶跃式”发展之前以及电力市场化改革刚起步的阶段，未来1-2年储能的发展路径对市场格局重塑发挥着至关重要的作用。目前储能产业正站在“十字路口”，在“冰”与“火”的裹挟中走向何方，需要每一位储能人的深思和努力。
中国储能市场进入“GW/GWh”时代
2018年，在所有人都未曾预期到的情况下，电网侧储能应用规模爆发，将中国储能市场送入“GW/GWh”时代。据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，2018年中国累计投运储能项目规模为1018.5MW/2912.3MWh，是去年累计总规模的2.6倍。截至2018年底，全球累计投运电化学储能装机规模达到4868.3MW/10739.2MWh，功率规模同比增长65%，发展提速。
电网侧储能爆发，带动储能规模化应用
2018年，“电网侧储能”当数中国储能产业发展的“关键词”。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）的电网侧储能规模206.8MW，占2018年全国新增投运规模的36%，占各类储能应用之首。
电网侧储能规模的爆发是偶然，也是必然。江苏率先发布百兆瓦级储能项目招标的起因固然是火电机组退役、夏季高峰用电以及高层推动等多个偶然因素碰撞的结果，但电网公司的兴趣被全面激发则存在必然性。从2011年张北风光储输示范项目开始，电网公司从未停止对储能技术路线、应用场景以及模式的探索。如同多年前一位电网专家预言的那样“当储能系统成本低于1500元/kWh时，就会迎来储能在电网中的大规模应用”，在动力电池扩产能导致电芯成本大幅下降的大背景下，这样的拐点已经到来。
根据CNESA的初步统计，近期规划/在建的电网侧储能总规模已经超过1407.3GWh。而随着国网1号文的发布，电网侧储能的发展有了进一步的方向性指导，预计未来1-2年电网侧储能还将迎来跨越式的发展。
储能在电网侧的快速应用将对整个储能产业的发展产生重要的影响。
在技术上，由于目前尚没有专门针对电力系统用储能系统定义的参数或开发专用储能产品，传统的（动力电池的）测试评价体系不能客观反映电力系统对电池技术的真实性能参数要求，随着首批电网侧储能项目投运以及相关测试评价体系的完善，未来电网侧储能项目的招标有望在总结经验的基础上，提出更明确的技术门槛和需求，带动储能系统不断改进和完善自身性能。
在运营模式上，目前国内电网侧储能项目大多引入第三方主体（电网系统内企业）作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。作为运营方，电网已经开始关注储能的多重价值实现，有利于倒逼储能各类管理与价格机制的建立和完善。
在市场机制上，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。我国正处于电力市场改革的起步阶段，电网侧储能项目的投运有助于探索和明确储能的属性，界定各个市场角色的界限，保证“过渡期”的充分有效竞争，使储能的应用与电力市场化应用高度融合。
火储调频市场竞争加剧
作为最早出现商业模式的市场，全球范围内调频辅助服务领域的储能应用进展不大，已开发市场的“天花板”效应已经显现。南澳Tesla100MW储能项目的实践经验说明，最早进入市场的玩家才有钱赚，后进入者只能寻找新市场进行“区域复制”。
国内储能应用于调频辅助服务领域“机遇”与“挑战”并存。
从“机遇”来看，在电改的大背景下，东北、福建、甘肃、新疆、山西、宁厦、京津唐、广东、安徽、河南、华北、华东、西北等地区都相继出台了辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。从实际效果来看，除了为业内熟知的山西“按调频里程和调频性能补偿机制”对储能的推动作用显著外，广东省也在新设计的调频市场规则中，合理地借鉴了华北调频补偿机制以及美国PJM的市场规则，即放弃原有依电量结算的方式，采用按照调节里程加调节性能计算补偿的方式，极大地促进了储能进入广东调频市场。从2017年年底模拟运行阶段的调频市场规则颁布后，广东省内发电企业已经签订了6个火储联合调频项目合同。
从“挑战”来看，一方面，政策的推动带动了国内众多企业进入储能调频市场，众多的竞争者在有“天花板”的市场中，无疑会导致市场竞争异常惨烈。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”。
用户侧储能发展放缓
此前一直引领中国储能产业发展的用户侧储能则在2018年放缓。
先是国家推行降价减负，各地落实政策后，部分地区峰谷价差缩小。如全国“一类”储能开发市场――北京，允许一般工商业用户选择执行大工业两部制电价，两部制电力用户可自愿选择按变压器容量、合同最大需量或实际最大需量缴纳基本电费。而工商业用户采用大工业用户两部制电价执行之后，尖峰和低谷价差将减少至0.7元（1-10千伏），高峰和低谷价差将缩减至0.61元（1-10千伏），单纯利用储能系统进行峰谷价差套利的收益模式已难以为继。
再是由于业主或相关消防机构对商业楼宇中，尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险的担忧，以及相关消防安全标准的缺失，导致一批商业储能项目无限期延迟。2018年的用户侧储能市场似乎走的格外艰难。
政策的变化和市场的调整触动着储能从业者的神经，现有技术成本下的规模化应用确有一定投资风险。但从项目开发商角度出发，储能是综合能源服务中的一类技术支撑，开放电力市场下仍存在潜在价值收益，而用户是实现服务增值的基础，扩展可实现的综合能源服务内容是未来绑定用户的关键。新经济形势下，政策导向关乎大局，但也要从整个能源变革和市场开放的角度出发，做全面设计和考虑，避免一方激励下所造成的他方抑制。未来，相关地方政府部门还需要进一步落实绿色电价机制的实施，面向各类主体推行峰谷电价，以反映电力供需实际情况，引导用户科学合理用电。
展望未来
2018年，中国储能市场经历着“冰”与“火”的双重洗礼。电网侧储能的爆发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。但同时，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，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，储能产业的快速进步有目共睹，但作为一个新兴产业，储能的发展也不会是一蹴而就。对可再生能源和新一代电力系统的支撑是储能的天然使命，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“艰难困苦”的考验，成为推动我国能源发展的一支生力军。
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