當前，隨著新型電力系統的推進建設，如何更好平衡新能源消納與電網安全穩定運行間的關系、把隨機波動性的新能源轉變為穩定可靠的能源供給，成為重要課題。這其中，儲能大有可為，它將有效助力能源低碳綠色轉型。

 

　　此前，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）。隨后，浙江省發展改革委、浙江省能源局發布了《關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見》（以下簡稱《實施意見》），提出加快新型儲能技術創新，建立健全配套機制，實現新型儲能高質量發展。這也是浙江能源電力發展史上首個推動儲能發展的省級文件。

 

　　近期，國網浙江省電力有限公司也出臺了關于支持服務浙江新型儲能示范應用的實施意見，將重點突破電源側和電網側儲能，協同推進用戶側儲能發展，實現“新能源+共享儲能”、儲能配額制等規模化發展。

 

　　政策層層加推，促使新型儲能產業發展迎來新的歷史機遇。

 

 

　　推進先進儲能技術規模化應用，將成為支撐能源轉型“彎道超車”的重要手段，也將為能源安全供應增加一把保險鎖。

 

　　我國儲能產業發展在2020年實現了重大突破。《2021年儲能產業研究白皮書》顯示，2020年新增投運項目中，儲能在新能源發電側的裝機規模最大，同比增長438%。未來新型儲能還將呈現爆發式增長。

 

　　但進入新階段，新型儲能規模化發展也面臨新挑戰。當前儲能發展運營過程中，仍存在運行模式單一、狀態評估手段缺乏、安全防控體系不完善及市場交易機制不健全等問題，技術及機制瓶頸也導致儲能成本居高不下，難以充分發揮儲能在新型電力系統中的作用。

 

　　在發電企業方面，目前全國多省市出臺“新能源+儲能”地方政策，但落地執行難，主因是新能源配套建設儲能會增加超過9%的初始投資，同時儲能盈利空間還待挖掘，運維管理成本高，在缺少政策強約束的情況下，新能源發電企業投資意愿不強烈。

 

　　在電網企業方面，電網側儲能電站作為保障性、替代性的基礎設施的定位尚不明確，其上網電價、充電電價缺乏統一的價格形成機制，在現貨市場、輔助服務市場中缺乏主體地位，儲能電站調節價值難以兌現，成本疏導機制尚不健全，電網公司無法大規模投建。

 

　　在整體環境方面，《指導意見》提出“明確新型儲能獨立市場主體地位”，釋放了推動儲能全面市場化的積極信號，但對于儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等的市場規則，尚缺乏統籌規劃和頂層設計；對于儲能電站系統效率、實際功用，尚缺乏完整有效的建設標準、安全準入和技術監督體系。

 

　　總的來看，當前儲能發展速度與電力系統需求還不完全適應，新型儲能產業的各方內生動力還未得到有效激發，產業發展的良好生態有待形成。“理想”與“現實”之間的差距依然存在。

 

 

　　2021年以來，正打造國家電網新型電力系統省級示范區的浙江，積極探索新型儲能發展模式，努力激活儲能資源價值。目前，浙江已催生出“新能源+儲能”聯合運營、共享儲能、儲能并網“一站式”服務等新業態新模式，實現點上開花。

 

　　政策先行，國網衢州供電公司最早推動地方政府出臺全省首個“新能源+儲能”相關支持政策，之后嘉興海寧市出臺《關于加快推進新能源儲能配置的指導意見》，鼓勵新建的新能源項目按10%~20%配置儲能，儲能時長不少于兩小時。在寧波，各區縣個性化支持政策也相繼推出，在部分區縣深化政策細則，鼓勵已建成光伏項目增配儲能。

 

　　國網蘭溪供電公司促進完善“行政+市場”儲能配額發展機制，降低新能源用戶配置儲能的技術門檻、經濟成本和安全風險。國網紹興上虞供電公司立足用電數據構建“儲能潛力指數”，挖掘潛在的儲能意向用戶及效益較高的儲能建設場景，且驗證顯示準確率超過90%。

 

　　國網湖州供電公司探索拓寬儲能成本疏導路徑，與以環保為主業的央企中節能（長興）太陽能(9.980, 0.53, 5.61%)科技有限公司簽署戰略合作協議，打造示范項目，推動儲能成本分攤與疏導，助力解決儲能發展“堵點”。

 

　　發展新能源，山區的特性影響也非常明顯。針對山區就地消納能力有限的難題，麗水在山區的新能源資源集聚地建設“風光水儲”一體化能源匯集站，挖掘光與風、光與光、風與風之間的互濟支援能力。據測算，風光與典型負荷曲線匹配后，一天僅有13%的發電量需要被調峰，而光伏、風電獨立則分別有44%和28%的電量需要被調峰，通過儲能提升風光水荷跨時空互濟能力，減小了調峰缺口。

 

　　放眼浙江，一批新型儲能應用試點示范項目正在建設中。浙江電力密切跟蹤掌握儲能電站最新技術發展動態，建設新型儲能電站標準體系，完善消防安全技術標準。此外，氫電耦合等典型應用也相繼落地，全國首個海島“綠氫”綜合能源系統示范工程在臺州大陳島開建，為可再生能源制氫儲能、氫能多元高效互聯應用提供示范樣板……浙江新型儲能產業正逐步邁向規模化。

 

 

　　在浙江，隨著《實施意見》的提出，新型儲能發展中的諸多共性難題有望得到紓解。省級政策的出臺，也為新型儲能產業發展創造了更為龐大的市場空間。2021~2023年，浙江計劃建成并網100萬千瓦新型儲能示范項目，“十四五”期間力爭實現200萬千瓦左右新型儲能示范項目發展目標。

 

　　浙江將完善制度支撐，優化儲能技術標準體系，實現對儲能項目運營情況的全方位監督、評價，聯合相關部門明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體，強化消防安全管理，提升安全運行水平。

 

　　在資金支持上，新政明確對相關項目進行一定補貼，并鼓勵各地創新新型儲能發展商業模式、研究出臺各類資金支持政策，金融投資機構為示范項目提供綠色融資支持，鼓勵引導產業資金注入產業，采用多種手段保障資金需求，支持引導新型儲能通過市場方式實現全生命周期運營。同時深化電力市場化改革，推動儲能逐步通過市場實現可持續發展。

 

　　浙江還將持續探索新的商業模式，開展“微網+儲能”“新能源+共享儲能”等電源側儲能項目建設，鼓勵新增的海上風電、集中式光伏電站綜合新能源特性、系統消納空間、調節性能和經濟性等實際因素，建設新型儲能或購買服務；鼓勵集中式儲能電站為新能源提供容量出租或購買服務；鼓勵燃煤電廠配套建設新型儲能設施，與燃煤機組聯合調頻，提升綜合競爭力。

 

　　浙江電力積極支持用戶側儲能建設，鼓勵企業用戶或綜合能源服務商根據用戶負荷特性自主建設儲能設施，充分利用目錄分時電價機制，主動削峰填谷，優化區域電網負荷需求。“峰谷價差是儲能投資的風向標。分時電價機制的實施，進一步拉大了峰谷價差，也將為儲能投資帶來更多可能。”國網浙江經研院孫軼愷表示。

 

　　截至目前，浙江所有地市和縣均已出臺地方“新能源+儲能”發展政策，支持新型儲能示范項目建設。全社會各方共建共享共贏的生態有望加速形成，呼應新型儲能產業發展的新時代和巨大價值空間，拉近“理想”與“現實”間的距離。