CNESA上半年储能发展回顾报告显示，2018年上半年全球已投运电化学储能项目应用分布中，辅助服务领域新增装机规模最大，为354.2MW，占比51%，同比增长344%；2018年上半年中国已投运电化学储能项目累计装机规模为100.4MW，同比增长127%，其中电网侧新增装机规模最大，为42.6MW，占比42%。

电网、发电企业一改从前对储能“漠不关心”的态度，纷纷入局。

CNESA统计，江苏是新增投运项目装机规模最大的省份，其次是青海、贵州、内蒙古和河南。100MWh级别的储能项目纷纷在各地落子，包括江苏镇江东部、河南、湖南长沙，以及甘肃玉门等。

这些项目背后或多或少都有电网公司的身影，或为集团旗下电力设备企业，或为综合能源服务公司。据“储能100人”微信公众号报道，中关村储能联盟常务副理事长俞振华认为，电网的态度发生了很大转变，并且开始积极介入，这是大型储能项目得以多点开花的重要原因。

随着各地辅助服务市场的不断推进，发电企业对储能项目展现巨大兴趣。山西、广东、内蒙三地的发电侧储能方兴未艾。

电网侧、发电侧正在成为储能可以依赖的应用场景，只是这样的“繁盛”能持续多久？

“国家队”为何瞄准储能？

“国家队”选择在2018年“闯入”储能领域，足见企业内部向综合能源服务商转型的压力，以及外部市场环境变化、能源结构调整带来的“窘境”。

eo此前报道过，2017年底，国家电网公司高调宣布开展综合能源业务。国网提出各省公司应将综合能源业务作为主营业务，推动公司由电能供应商向综合能源服务商转变，打造新的利润增长点，提升公司市场竞争力。他们的目标是：到2020年，确保累计实现业务收入达500亿元左右，力争实现600亿元左右。

曾有从事综合能源业务拓展的人士告诉eo，一向擅长重资产项目投资运营的大型国有企业，在见到纷繁复杂的用户需求时，反而有些不知所措。在适应现有制度前提下，如何利用先天优势开展综合能源业务是电力企业的共同课题。

一位业内人士认为，对于大型电力企业来说，目前，储能或许是为数不多的，能够算得上是综合能源范畴，又能在现有机制下找到合适落地模式的业务之一。

媒体曾报道，国网河南综合能源公司技术部刘浩在2018中国储能西部论坛上解释电网投入储能的原因：第一是特高压交直流混联运行的电网，事故构成要素比较复杂，存在重大安全事故隐患；第二是电网负荷峰谷差逐年加大，需要建设一定容量的储能装置，用以削峰填谷，提高设备利用率，延缓为满足短时最大负荷而所需的建设投资；第三是新能源大规模并网对电网安全稳定运行带来影响；第四是解决区域电网输送断面阻塞的问题。

具体到2018年数个“明星项目”：江苏镇江因燃煤电厂关停、燃气电厂未能如期“顶上”，只能依靠电网侧储能迎战夏季高峰负荷；2022年甘肃电网要满足新能源保障收购小时数要求，除了需要火电灵活性改造外，还需要配置约1800-3600MWh的储能规模；长沙电池储能电站一期示范工程的主要目的也是为了有效解决湖南长沙的用电压力……

对于发电企业来说，压减煤炭消费的压力长期存在，以降电价为主要目标的直接交易又时刻影响着利润空间，寻找新的业务增长点似乎更为迫切。

辅助服务领域让不少发电企业看到希望：2018年上半年，模拟运行下的广东调频市场调频总收益3.6亿元，机组平均成交价格38.21元/兆瓦；山西火电AGC储能联合调频项目数量从2017年的3个增加到2018年的12个。