国网浙江电力公司因地制宜助推新型储能高质量发展

　　新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要技术和基础装备，也是实现“双碳”目标的重要支撑。新型储能分为电源侧、电网侧和用户侧储能。其中，电网侧储能是能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、发挥全局性系统性作用的储能资源。截至6月底，今年浙江电网侧储能电站已并网26座，总容量182.8万千瓦/365.6万千瓦时，同比增长10.3倍。

　　国网浙江省电力有限公司立足浙江能源资源禀赋特点，积极落实中央部委和浙江省政府推动新型储能发展的各项政策，推动新型储能参与电力现货市场，做好新型储能并网调度管理和相关技术研究，助推新型储能高质量发展，加快构建新型电力系统。

　　新型储能发展步入快车道

　　近年来，新型储能发展进入快车道。据统计，2020～2022年，我国新型储能装机规模平均年增速达136.3%。2023年，新增投运规模同比超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。今年，“发展新型储能”首次被写入政府工作报告。相关政策陆续出台，推动了新型储能产业的快速发展。

　　作为典型的用电大省和资源小省，浙江的新型储能尤其是电网侧新型储能装机容量已走在全国前列。

　　浙江宁波首个百兆瓦时级别储能电站—朗辰站。该站每天最高可为宁波地区提供约10万千瓦时错峰电量。吕洪波 摄

　　一方面，新型储能在新型电力系统中能灵活响应电网需求，助力削峰填谷。随着新能源电源并网规模不断扩大，电力系统对调节能力的需求不断增长。新型储能具有建设周期短、选址简单灵活、调节能力强等优势，尤其是电网侧储能可以接受调度机构的统一调度，在迎峰度夏等电力保供关键时刻能发挥顶峰作用，也能促进负荷低谷时段的新能源电量消纳，成为行业发展“香饽饽”。

　　另一方面，支持政策密集出台。2023年8月，浙江省能源局印发《关于下达2024年迎峰度夏前新增新型储能装机目标任务的通知》，计划全省在2023年7月至2024年6月底前新增新型储能装机200万千瓦以上。今年4月，浙江省发展改革委、能源局印发《新型储能容量补偿资金分配方案》，提出由各市列入新型储能项目建设计划，且在6月30日前对完成并网试验的电网侧新型储能项目进行补偿，总规模不超过130万千瓦。

　　此外，新型储能成本已下降近50%。成本是储能应用的核心。据统计，截至2023年年底，全国已投运的锂电池储能占比达97.4%，在新型储能中占主导地位，且价格呈下降趋势。

　　政策的助推和成本的下降让新型储能在浙江“全面开花”。6月6日，在龙泉市，全球首个应用半固态电池储能技术的储能电站——泉电储能电站并网，装机规模10万千瓦/20万千瓦时。6月9日，在武义县，浙江省装机规模最大的电网侧储能项目——金华武义欣元储能电站并网，装机规模20万千瓦/40万千瓦时，进一步提升了当地电网的供电可靠性和柔性调节能力。

　　赢利模式逐步丰富和完善

　　未来两年，新型储能新增装机仍将呈快速增长态势。但进入“黄金赛道”的新型储能，赢利模式仍有待探索和完善。

　　新型储能产业代表企业之一——杭州恒龙新能源科技有限公司的董事长鲁兴海介绍：“我省新型储能有20%容量补贴的政策，但要求充放电必须满600小时。打个比方，投资1亿元的储能电站，在充放电满600小时后，可领2000万元的补贴，这样需要5年时间回本。”

　　浙江温州供电公司员工在乐清湾共享储能电站对蓄电池柜进行并网前的巡检。 黄慧慧 摄

　　但事实上，储能电池有充放电效率，约为85%。随着使用时长的增加，充放电效率会逐年降低。目前，浙江平均峰谷电差价约为0.35～0.4元，储能电站两充两放后峰谷电差价约为0.7～0.8元，除去标杆电价后，差价不能覆盖储能电站度电成本。

　　因此，仅靠政策补贴并不能完全保障新型储能的盈利，浙江积极探索市场化手段疏导成本，因地制宜发展新能源配储是其中一种方式。2023年，浙江省能源局发布新能源配储的通知，要求2024年1月1日起并网的近海风电、集中式光伏发电项目必须按不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。配储可采用租赁、共建或项目自建等方式。以一个10万千瓦装机容量的储能电站为例，按80%容量租赁、每年50元/千瓦租赁费的标准来测算，该站全年可获得容量租赁收益约400万元。

　　此外，参与第三方辅助服务市场交易开展调峰辅助服务也是新型储能疏导成本的方法之一。新型储能电站按照电力调度机构的指令，在低谷时段充电，在其他时段放电，从而提供调峰服务的交易。“浙江的第三方辅助服务市场一年大概开50次。”鲁兴海介绍。

　　电力现货市场近两年也成为新型储能创收的一条路径。2021年7月以来，国家发展改革委、国家能源局陆续发布多项指导文件，明确新型储能的独立市场主体地位，鼓励新型储能参与电力市场。

　　在层层激励下，各地进行了相应实践。2023年10月，广东宝湖储能电站首次入市，在全国率先实现以“报量报价”方式参与现货市场交易。今年5月1日起，浙江电力现货市场进入长周期结算试运行，后续会将储能、新能源等市场主体纳入。待浙江电力现货市场“转正”，新型储能的经济效益或将进一步提升。

　　新型储能安全管理和调度持续优化

　　近期，浙江各地平均气温连续多日达39摄氏度左右，全社会用电负荷攀升。7月10日9时，浙江电力调度控制中心当班值长张林强根据电力平衡情况，将指令下发给所属各级调度机构，让接受调度的储能电站停止早峰放电和午间低谷充电，做好充足准备，迎接入夏以来备用电量最紧张的一个晚高峰。迎峰度夏以来，电网侧储能电站通过放电在关键时刻发挥了顶峰作用。当天，金华武义欣元储能电站接收调度指令后，停止午间低谷充电，并在19时左右的用电高峰放电，有效缓解了金华地区晚高峰的用电压力，支撑全省电力电量平衡。

　　据国网浙江电力统计，截至6月底，浙江全省电源装机达13611万千瓦，其中清洁能源发电装机约7118万千瓦，超越火电6800万千瓦的装机，占比超过50%。装机结构的改变也对浙江电网负荷的尖峰特性产生了影响。如今，全社会用电负荷一天中的最高时段往往是在中午，但电力紧缺时段却往往出现在晚上。究其原因，浙江是分布式光伏发电装机比较大的省份，中午时段是光伏发电出力高峰。为了做好削峰填谷、促进新能源电量更好消纳，利用好新型储能至关重要。

　　近年来，国网浙江电力从多方面探索新型储能高质量发展路径。

　　安全是新型储能应用的基础。储能设备在运行时会面临发生热失控的风险。当储能载体发生热失控后，可通过外部灭火、降温等安全措施阻止进一步的热蔓延或爆炸。国网浙江电力在编写新型储能调度管理规定时，将消防安全管理纳入其中。

　　国网浙江电力还加强对新型储能的调度，积累运行管理经验。“新型储能大规模建设之后，面临调用是否充分的问题。目前，解决这个问题最有效、最直接的办法就是加强电网调度。”浙江电力调度控制中心水电及新能源处处长陈文进介绍，该中心已印发相关管理办法，按照“保障电网安全稳定运行、辅助电网调峰和最大化消纳清洁能源”的原则调用电网侧新型储能，持续优化调度运行，让新型储能更充分地响应电网需求，助力清洁电能消纳利用。(黄琳)