近日，国网浙江电力出台《关于支持服务我省新型储能示范应用的实施意见》（以下简称《意见》），提出重点突破电源侧和电网侧储能，协同推进用户侧储能，推动储能关键技术、商业模式、政策和市场机制创新，引导储能应用与能源清洁低碳转型、电网高质量发展相适应。
根据《意见》，到2023年，国网浙江电力将推动全省建成电网侧大型（共享）储能40万千瓦以上。到2025年，推动全省建成储能200万千瓦以上。
随着“双碳”目标和新型电力系统推进，新能源在未来电力系统中的核心地位进一步明确。作为平衡不稳定新能源的“利器”，储能的作用得到普遍认可。在浙江，国网浙江电力以建设新型电力系统省级示范区为契机，加强储能产业发展规划，争取政策支持，提供技术支撑，大力发展储能尤其是新型储能。
浙江为什么要大力发展新型储能？
和普通商品物流不同，电网对安全稳定运行的要求更高。传统发电机组依靠调度系统，可以保持相对稳定运行状态，但新能源大规模发展打破了这种平衡。“电力是生产和消费实时平衡的产品，需要储能作为缓冲，保障发电和用电之间的平衡。”国网浙江电力双碳工作专班孙轶恺说。
构建新型电力系统提出以来，新能源迎来大规模发展。以浙江为例，2021年新能源新增装机容量555万千瓦，同比增长28.6%。“风电、光伏都是‘靠天吃饭’，出力具有波动性和不确定性，高比例接入对电网安全稳定运行造成冲击。”国网浙江电科院专家张雪松解释，局部新能源大规模集中输出还加剧电力输送通道拥堵状况，给电网调度运行带来压力。
“通过配套储能项目，提升新能源发电质量是破解新能源发展之困的关键。”中国电力科学研究院电工和新材料所原所长、教授来小康认为。因此，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源转型、促进新能源高质量发展、保障电网稳定安全、实现碳达峰、碳中和具有重要意义。
储能包括很多类型。浙江抽水蓄能发展较早，目前已建成投运抽水蓄能超过458万千瓦，未来规划打造千万千瓦级别储能基地。但相较于抽水蓄能投资成本高、建设周期长的特征，新型储能在灵活性等方面具有抽水蓄能不可比拟的优势，也是国网浙江电力重点发展的对象。
当前新型储能主体是电化学储能，如铅酸电池、锂电池等，建设周期半年左右，而抽水蓄能建设周期在4-8年。国网浙江电力已经在新型储能方面有所布局，在衢州、杭州、嘉兴等地建设乡村电网末端储能、应急电源，保障雨雪冰冻民生用电和亚运重大活动保电等。
《意见》提出建设共享储能目的何在？
此次在《意见》里，国网浙江电力对共享储能寄予了很大期望，提出2023年建成40万千瓦共享储能，原因何在？
当前，新能源装机容量增长速度之快，将配套储能建设远远抛在后面，导致电力系统调节能力下降，影响电力平衡，亟待通过储能填补清洁能源供应不稳造成的供电缺口。
基于能源安全供给的考量，政府和电网对储能都有着迫切需求。2021年2月2日，衢州市发改委出台浙江首个“新能源+储能”配套电力支持政策，要求按发电装机容量的10%配置储能设施，将新能源和储能捆绑发展，缓解新能源快速发展导致电网调峰压力过大问题。6月底，浙江所有县（市、区）先后出台相关政策，给省内新型储能建设加了一把劲。
恰逢此时，中央、浙江省相继出台政策支持储能发展。国家发改委发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》，明确通过电网侧、电源侧、用户侧配套建设储能设施……参与负荷调节，推动电力供需平衡。浙江省发改委发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》，提出推动我省新型储能健康有序发展。
虽然政策明确规定，但新型储能发展依然困难重重。目前，建设新型储能成本还是较高，电网建设的万千瓦级储能工程投资都在千万元以上。除电池本身，建设用地和运维队伍都是大头。孙轶恺解释：“电网建设的新型储能，对土地、建筑、消防、运维有很高要求，特别是中大型储能项目，确实要贵一些。”
政策有要求，建设成本高？如何破题？
“共享储能”模式由此诞生。根据10%的储能配置规定，厂商需各自建设和运营储能电站，但因缺乏专业运维团队，很可能出现安全隐患；对于供电公司来说，分布式新型储能也增加了接入电网成本。
“共享储能”采用配额制，“集中建设大型的储能，由新能源厂站来购买配额，视同于自身配建。”孙轶恺说，电网负责储能电站的建设运维、调度运行和参与市场，有点类似众筹，“获得收益多方共享，我们希望能形成一种可持续的示范模式。”
为给共享储能买卖双方提供便于交易的场所，国网绍兴供电公司搭建了基于区块链技术的“云储能”交易管理平台，类似淘宝、京东等交易平台，通过聚合集中式和分布式储能，形成共享储能资源池，储能购买方可以随时随地筛选购买平台发布的共享储能资源。
如何推动储能的可持续发展？
虽然国网浙江电力明确2023年打造40万千瓦的共享储能项目，但按照10%的储能配置比例，也仅仅支持400万千瓦新能源接入调峰需求，这与浙江5年新能源装机容量增加一倍的需求还有一定差距。
当前，储能的建设运维成本依然处于高位。数据显示，建设运维40万千瓦的新型储能成本约在18亿元左右，在储能建设成本尚不能被市场主体普遍承受时，电网公司一定程度上承担了这一原本该由全社会共同承担的责任。而基于储能长久可持续发展的角度考虑，建立储能成本的疏导机制，减轻电网企业经营成本压力，就变得十分迫切了。
正泰集团董事长南存辉曾表示，我国电网侧储能目前存在一些规定抑制了储能成本通过输配电价进行疏导，影响相关企业建设储能电站的积极性，制约了储能技术的扩散应用和产业持续发展。因此，未来国网浙江电力将按照新能源+储能、新能源+共享储能、储能配额制三阶段分步推动健全储能成本疏导机制，推动各级政府落实新能源与储能发展属地政策，培育健全共享储能发展市场。
行业同时认为，通过电池技术的进步，提升化学储能的安全性，进一步降低建设运维成本，也是未来新型储能能否获得更好发展的关键。根据《意见》，国网浙江电力将为各类市场主体投资建设的储能项目提供优质并网服务和技术支持，深化多元技术研究，推动储能技术持续突破创新，鼓励各种形式的商业模式及机制创新，满足新型电力系统灵活调节需求。
在新型储能建设方面，国网浙江电力积极参与储能投资建设，推进200兆瓦级独立储能试点示范。支持电源侧储能发展，引导电网侧独立储能发展，支持用户侧储能多元化发展。主动提供优质服务，完善储能项目并网服务。
随着电力市场化改革不断深入，未来电能将逐步向普通商品靠拢，储能的商业模式也将更加灵活多样，在辅助服务市场中，可通过提供调频、备用等服务，进一步发挥储能的潜在应用价值。
