据eo了解，业界对“国家队”的“突然兴奋”持两种态度：积极的一面是，储能终得“用武之地”；消极的一面是，它仍然被“闷”在电力系统内部，缺乏独立身份，较少情况下能用其为客户（包括电网系统）提供的动态服务数量和质量来衡量它的价值。

一位资深从业者指出，短期来看，有项目对设备厂来说是好事，但长期来看，因为没有新的商业模式，未必有利于电力系统向分布式发展，提高用户参与度。

以镇江东部电网侧储能项目为例，八个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设，以租赁形式供电网公司使用，一段时间后将资产移交电网公司。

这种模式下，对电网来说，电化学储能和历史悠久的抽水蓄能电站类似，被看作是一种固定资产，是服务电力系统平衡的一种资源，可以实现调峰、调频、备用、黑启动多种功用。

据澎湃新闻报道，近日在江苏苏州举行的2018智慧能源发展高峰论坛上，南方电网科技部副主任郑耀东指出，电池储能量到一定程度后，如果国家政策体系没放开，电网公司的成本一直受国企改革、电力体制改革的限制，电网公司不会大规模购买储能。

“因为它本身不是电力系统的一个必备元件，只是提升调节能力的手段。”

发电侧储能则一般有两种应用场景，一是火电联合调频，二是促进新能源的消纳，减少弃风弃光。

在消纳弃风弃光电量上，一个比较接近商业化的例子是西藏羊易光储电站。北控清洁能源集团在其西藏羊易光伏电站中建设了4.5MW/20.7MWH的储能电站。根据公司在多个行业论坛上的介绍，羊易光伏电站白天弃电时，储能电站充电，购电只需1分钱/千瓦时。到了夜间，储能电站放电，按照羊易光伏电站1.15元/千瓦时的价格卖出，从而赚取1.14元/千瓦时的差价。

但在新能源发电领域，更多的储能电站还是以示范项目为主。火电联合调频才是发电侧储能的主要阵地。

有储能研究人士认为，发电厂加装储能，大多是为了提升机组响应速率，在调频市场中分一杯羹。但是，随着机组的增加和性能提升，没有终端传导机制的情况下，发电侧上储能是一场“零和游戏”。

从山西省的情况来看，辅助服务市场的建立确实在加剧竞争。2018年，山西省正式开启了调频辅助服务市场，发电机组通过竞价获得调频机会，机组报价范围为5-10元/MW。市场开启后，机组报价不断走低，成交价格几乎都在报价下限位置。相比市场开启之前的固定补偿标准而言，山西储能与火电机组联合调频的经济性有所下降。

这仿佛与近两年随着电力体制改革出现的“价差式”售电市场类似，越早进入，越划算。但“头啖汤”的总分量是固定的，市场空间可能越来越小。往后的日子里，发电侧加装储能设备，必须衡量提升或预留能力参与辅助服务是否足够划算。

原标题：国企扎推布局储能领域 各地辅助服务市场不断推进