当前，随着新型电力系统的推进建设，如何更好平衡新能源消纳与电网安全稳定运行间的关系、把随机波动性的新能源转变为稳定可靠的能源供给，成为重要课题。这其中，储能大有可为，它将有效助力能源低碳绿色转型。

 

　　此前，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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》）。随后，浙江省发展改革委、浙江省能源局发布了《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。

 

　　近期，国网浙江省电力有限公司也出台了关于支持服务浙江新型储能示范应用的实施意见，将重点突破电源侧和电网侧储能，协同推进用户侧储能发展，实现“新能源+共享储能”、储能配额制等规模化发展。

 

　　政策层层加推，促使新型储能产业发展迎来新的历史机遇。

 

 

　　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。

 

　　我国储能产业发展在2020年实现了重大突破。《2021年储能产业研究白皮书》显示，2020年新增投运项目中，储能在新能源发电侧的装机规模最大，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有待形成。“理想”与“现实”之间的差距依然存在。

 

 

　　2021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，国网衢州供电公司最早推动地方政府出台全省首个“新能源+储能”相关支持政策，之后嘉兴海宁市出台《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也相继推出，在部分区县深化政策细则，鼓励已建成光伏项目增配储能。

 

　　国网兰溪供电公司促进完善“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。国网绍兴上虞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%。

 

　　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(9.980, 0.53, 5.61%)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。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建设“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。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。

 

 

　　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。2021~2023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。

 

　　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。同时深化电力市场化改革，推动储能逐步通过市场实现可持续发展。

 

　　浙江还将持续探索新的商业模式，开展“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。

 

　　浙江电力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。“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。”国网浙江经研院孙轶恺表示。

 

　　截至目前，浙江所有地市和县均已出台地方“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。