浙江推动新型储能高质量发展，有序释放庞大市场空间

当前，随着以新能源为主体的新型电力系统的推进建设，新能源装机容量激增，波动幅度大、间歇性强，会对电网安全稳定运行造成冲击。如何把随机波动性的新能源转变为稳定可靠的能源供给？储能大有可为。能源安全事关国家安全、经济发展、民生福祉，推进先进储能技术规模化应用，将成为支撑能源转型“弯道超车”的重要手段，也将为能源安全供应增加一把保险锁。

此前，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称“《指导意见》”）提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，届时新型储能装机规模将接近当前的10倍。

近日，浙江省发展和改革委员会、能源局发布了《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（以下简称“《实施意见》”），提出加快新型储能技术创新，建立健全配套机制，实现新型储能高质量发展。这也是浙江能源电力发展史上首个推动储能发展的省级文件。

政策层层加推，将促使新型储能产业发展迎来新的历史机遇。

新型储能规模化发展的“理想”与“现实”差距尚存加快新型储能发展是提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。我国储能产业发展在2020年实现了重大突破。

2020年, 我国电化学储能新增规模首次突破吉瓦大关，是2019年同期的2.4倍；已投运的新能源发电侧储能规模相比2019年也有大幅度提升，同比增长438%。未来新型储能还将呈现爆发式增长。

但进入新阶段，新型储能规模化发展也面临新挑战。当前储能发展运营过程中，仍存在电站运行模式单一、状态评估手段缺乏、安全防控体系不完善及市场交易机制不健全等问题，技术及机制瓶颈也导致储能成本居高不下，难以充分发挥储能在新型电力系统中的作用。

在发电企业方面，目前全国多省市出台“新能源+储能”地方政策，但落地执行难，主因是新能源配套建设储能会增加超过9%的初始投资，同时储能盈利空间还待挖掘，运维管理成本高，在缺少政策强约束的情况下，新能源发电企业投资意愿不强烈。

在电网企业方面，电网侧储能电站作为保障性、替代性的基础设施的定位尚不明确，其上网电价、充电电价缺乏统一的价格形成机制，在现货市场、辅助服务市场中缺乏主体地位，储能电站调节价值难以兑现，成本疏导机制尚不健全，电网公司无法大规模投建。

在整体环境方面，《指导意见》提出“明确新型储能独立市场主体地位”，释放了推动储能全面市场化的积极信号，但对于储能参与中长期交易、现货和辅助服务等的市场规则，尚缺乏统筹规划和顶层设计；对于储能电站系统效率、实际功用，尚缺乏完整有效的建设标准、安全准入和技术监督体系。

总的来看，当前储能发展速度与电力系统需求还不完全适应，新型储能产业的各方内生动力还未得到有效激发，产业发展的良好生态尚未形成。“理想”与“现实”之间的差距，依然存在。

浙江积极探索新应用场景和商业模式

应对普遍存在的问题，今年以来，正打造国家电网新型电力系统省级示范区的浙江积极探索新型储能发展模式，努力激活储能资源价值。目前，浙江已催生出“新能源+储能”联合运营、共享储能、储能并网“一站式”服务等新业态新模式，实现点上开花。

政策先行，今年年初，国网衢州市供电公司率先推动地方政府出台全省首个“新能源+储能”相关支持政策，明确新能源企业优先采用租用或购买服务等形式配用储能，发挥储能站“一站多用”共享功能。9月，海宁市出台《关于加快推进新能源储能配置的指导意见》，鼓励新建的新能源项目按10%~20%配置储能，储能时长不少于两小时。在宁波，各区县个性化支持政策相继推出，在部分区县深化政策细则，鼓励已建成光伏项目增配储能，杭州湾新区发文要求不低于装机容量20%配置储能、储能时长2小时及以上。

国网浙江兰溪市供电公司从储能系统建设成本、运维成本、运营收益三个维度，促进储能市场化定价机制建立，形成乡村助推型、大众普惠型、共享收益型三类商业套餐，分别对应乡村振兴战略下的光伏扶贫项目、稳定经营型项目、投资收益型项目，通过“行政+市场”储能配额发展机制，降低新能源用户配置储能的技术门槛、经济成本和安全风险。

国网绍兴市上虞区供电公司立足用电数据构建“储能潜力指数”，挖掘潜在的储能意向用户及效益较高的储能建设场景，且验证显示准确率超过90%，为绍兴卧龙电机驱动集团公司定制了储能方案，预计年差价收益131.6万元，5.2年回本盈利。

国网湖州供电公司探索拓宽储能成本疏导路径，与以环保为主业的央企中节能（长兴）太阳能科技有限公司签署战略合作协议，打造示范项目，推动储能成本分摊与疏导，助力解决储能发展“堵点”。

发展新能源，山区的特性影响也非常明显。偏远山区新能源资源富足，但同时电网网架薄弱，现有电网结构尚不能完全满足大规模新能源接入的需要。同时山区耕地资源稀缺，在国土资源规划日趋加严、输电通道走廊资源愈加稀缺情况下，无法完全依靠“大基地+大电网”的方式支持新能源发展与消纳。

针对山区就地消纳能力有限的难题，丽水在山区的新能源资源集聚地，协商开发业主改变传统升压站的建设方案，共建“风光水储”一体化能源汇集站，挖掘光与风、光与光、风与风之间的互济支援能力。据测算，风光互补可有效降低一半以上的调峰需求；风光与典型负荷曲线匹配后，一天仅有13％的发电量需要被调峰，而光伏、风电独立则分别有44％和28％的电量需要被调峰，通过储能提升风光水荷跨时空互济能力，减小了调峰缺口。

放眼浙江，一批新型储能应用试点示范项目正在建设中。国网浙江电力密切跟踪掌握储能电站最新技术发展动态，建设新型储能电站标准体系，完善消防安全技术标准。此外，氢电耦合等典型应用也相继落地，全国首个海岛“绿氢”综合能源系统示范工程在台州大陈岛开建，为可再生能源制氢储能、氢能多元高效互联应用提供示范样板……浙江新型储能产业正逐步迈向规模化。

浙江新政为储能市场创造更大想象空间

在浙江，随着《实施意见》的提出，新型储能发展中的诸多共性难题有望得到纾解。省级政策的出台，也为新型储能产业发展创造了更为庞大的市场空间。2021年至2023年，浙江计划建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”期间力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。

国网浙江电力相关储能研究专家表示，新型储能产业要实现规模化发展，资金、安全、商业模式创新缺一不可。资金关系着投资主体的积极性，安全关乎产业的健康发展，商业模式创新维系着产业的可持续性。

据新政，浙江将完善制度支撑，优化储能技术标准体系，实现对储能项目运营情况的全方位监督、评价，联合相关部门明确新型储能产业链各环节安全责任主体，强化消防安全管理，提升安全运行水平。

在资金支持上，新政明确对相关项目进行一定补贴，并鼓励各地创新新型储能发展商业模式、研究出台各类资金支持政策，金融投资机构为示范项目提供绿色融资支持，鼓励引导产业资金注入产业，采用多种手段保障资金需求，支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。

深化电力市场化改革也将改善资金问题。浙江将通过支持新型储能作为独立市场主体参与中长期交易、现货和辅助服务等电力市场，确定新型储能参与中长期、现货等电能量市场，调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易机制和价格形成机制等，推动储能逐步通过市场实现可持续发展。

从商业模式上看，浙江将支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设新型储能或购买服务；鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务；鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。

在电网侧，明确未纳入输配电价核价的已建、新建电网侧储能项目，纳入本次政策支持范围。同时积极支持用户侧储能建设，鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。

值得一提的是，业内人士认为峰谷价差是储能投资的风向标。分时电价机制的实施，进一步拉大了峰谷价差，也将为储能投资带来更多可能。

此外，浙江还将着力推动独立储能建设，研究利用淘汰或退役电源、变电站既有线路和设施建设独立储能电站，鼓励电源、电网、用户侧租赁或购买独立储能设施提供的储能服务。

截至目前，浙江已有8个地市和所有县出台了地方“新能源+储能”发展政策，支持新型储能示范项目建设。全社会各方共建共享共赢的生态有望加速形成，呼应新型储能产业发展的新时代和巨大价值空间，拉近“理想”与“现实”间的距离。