此前，國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《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》”）提出，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，屆時新型儲能裝機規模將接近當前的10倍。
近日，浙江省發展和改革委員會、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。
政策層層加推，將促使新型儲能產業發展迎來新的歷史機遇。
新型儲能規模化發展的“理想”與“現實”差距尚存加快新型儲能發展是提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統建設的重要舉措。我國儲能產業發展在2020年實現了重大突破。
2020年, 我國電化學儲能新增規模首次突破吉瓦大關，是2019年同期的2.4倍；已投運的新能源發電側儲能規模相比2019年也有大幅度提升，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，仍存在電站運行模式單一、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尚未形成。“理想”與“現實”之間的差距，依然存在。
浙江積極探索新應用場景和商業模式
應對普遍存在的問題，今年以來，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，今年年初，國網衢州市供電公司率先推動地方政府出臺全省首個“新能源+儲能”相關支持政策，明確新能源企業優先采用租用或購買服務等形式配用儲能，發揮儲能站“一站多用”共享功能。9月，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，杭州灣新區發文要求不低于裝機容量20%配置儲能、儲能時長2小時及以上。
國網浙江蘭溪市供電公司從儲能系統建設成本、運維成本、運營收益三個維度，促進儲能市場化定價機制建立，形成鄉村助推型、大眾普惠型、共享收益型三類商業套餐，分別對應鄉村振興戰略下的光伏扶貧項目、穩定經營型項目、投資收益型項目，通過“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。
國網紹興市上虞區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%，為紹興臥龍電機驅動集團公司定制了儲能方案，預計年差價收益131.6萬元，5.2年回本盈利。
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。偏遠山區新能源資源富足，但同時電網網架薄弱，現有電網結構尚不能完全滿足大規模新能源接入的需要。同時山區耕地資源稀缺，在國土資源規劃日趨加嚴、輸電通道走廊資源愈加稀缺情況下，無法完全依靠“大基地+大電網”的方式支持新能源發展與消納。
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，協商開發業主改變傳統升壓站的建設方案，共建“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，風光互補可有效降低一半以上的調峰需求；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。國網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。
浙江新政為儲能市場創造更大想象空間
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年至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。
國網浙江電力相關儲能研究專家表示，新型儲能產業要實現規模化發展，資金、安全、商業模式創新缺一不可。資金關系著投資主體的積極性，安全關乎產業的健康發展，商業模式創新維系著產業的可持續性。
據新政，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。
深化電力市場化改革也將改善資金問題。浙江將通過支持新型儲能作為獨立市場主體參與中長期交易、現貨和輔助服務等電力市場，確定新型儲能參與中長期、現貨等電能量市場，調峰、調頻等輔助服務市場的技術標準、交易機制和價格形成機制等，推動儲能逐步通過市場實現可持續發展。
從商業模式上看，浙江將支持“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。
在電網側，明確未納入輸配電價核價的已建、新建電網側儲能項目，納入本次政策支持范圍。同時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。
值得一提的是，業內人士認為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。
此外，浙江還將著力推動獨立儲能建設，研究利用淘汰或退役電源、變電站既有線路和設施建設獨立儲能電站，鼓勵電源、電網、用戶側租賃或購買獨立儲能設施提供的儲能服務。
截至目前，浙江已有8個地市和所有縣出臺了地方“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。
