浙江：从政策、市场、技术等多维度探索“新能源+储能”模式

7月26日，浙江省杭州市临平区余之城屋顶光伏项目一期300千瓦/600千瓦时的分布式储能设备正在调试，预计30日正式并网。这是临平区新能源配套储能政策出台后首个落地的储能项目。6月21日，临平区政府发布《关于加快建立清洁能源消纳机制、推进能源领域绿色低碳发展的通知》。至此，杭州实现县域新能源消纳长效机制全覆盖。


随着我国提出碳达峰、碳中和目标，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，新能源在未来电力系统中的核心地位得到明确。今年，浙江省多地相继出台“新能源+储能”支撑政策，并积极推动政策落地实施，助力新能源快速发展和能源绿色低碳转型。国网浙江省电力有限公司加快开展多元融合高弹性电网技术探索，并为储能发展争取相关政策支持，提供相关技术支撑，开展能源互联网省域实践。

碳达峰、碳中和目标下，新能源大规模发展需配套储能助力

2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国一般性辩论上向全世界作出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的承诺。今年3月15日，中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统。4月22日，习近平主席以视频方式出席领导人气候峰会，明确中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。能源行业预测，风电、光伏发电等新能源装机容量将进入倍增阶段。

作为能源消耗大省，近年来，浙江新能源装机容量持续增长。截至6月30日，浙江电网新能源装机容量达2123万千瓦，占电力总装机容量的19.6%，最大出力超过1000万千瓦，成为浙江第二大出力电源。然而，清洁能源特别是分布式电源的间歇性特征给电网安全稳定运行带来巨大挑战，需要备用燃煤机组发挥电网调峰作用；新能源电能大规模输出，还加剧了电力输送通道紧张状况，短期内给电网调度运行也带来巨大压力，未来新能源大规模发展还需克服一些难点。

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，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。

4月21日，国家发改委和国家能源局发布对《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见的公告，鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式，具体举措包括统筹开展储能专项规划、大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局以及支持用户侧储能多元化发展等。国家相关部委负责人表示，在风光占比大幅增加的情况下，要有足够的、对应的应急备用和调峰能力，风电、光伏发电发展必须配套储能，鼓励市场主体通过自建和购买储能或应急调峰能力来并网。国家电网有限公司在3月1日发布的碳达峰、碳中和行动方案中也提出，要推广应用大规模储能装置，提高系统调节能力。

从政策、市场、技术等多维度探索“新能源+储能”模式

近年来，国网浙江电力加快推进能源互联网省域实践。今年，该公司提出以多元融合高弹性电网为路径、大规模储能为必要条件、源网荷储协调互动为关键举措，通过实施清洁替代和电能替代，打造以新能源为主体的新型电力系统浙江样板。

但储能大规模发展还需要政策的进一步扶持。正泰集团董事长南存辉日前表示，储能成本通过输配电价进行疏导尚需要更多政策引导和鼓励，以此调动相关企业建设储能电站的积极性，推动储能技术的推广应用和产业持续发展。来小康也提出：“希望各地出台适当政策，允许电源侧和电网侧共同探索储能发展，先行先试，推动新能源的高比例消纳。”

国网浙江电力积极开展多元融合高弹性电网技术探索，在动态增容、短路电流控制等技术上取得了一定突破，并为储能发展争取相关政策支撑。“要善于运用政策赋能，推动源网荷储等多元融合。”四川大学电气工程学院教授刘俊勇表示。

国家发改委和国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为鼓励储能发展提供了政策依据。国网浙江电力鼓励基层各单位从政策、市场、技术等多维度探索“新能源+储能”模式，助力省内新能源大规模发展。

2月2日，衢州市发改委印发《关于加快建立衢州市清洁能源消纳长效机制的通知》，出台“新能源+储能”配套电力支持政策，鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，要求储能设施按照发电装机容量的10%配置，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。此举是政企联动建立“源网荷储一体化”清洁能源消纳长效机制的有益尝试。

随后，在各地供电公司的沟通和争取下，浙江文成、仙居、湖州等地政府先后出台相关政策，支持新能源项目按照10%装机容量配置储能。

政策加持下， 新能源配套储能项目加快发展

随着各地政策相继出台，浙江省内“新能源+储能”项目的建设投运明显提速。

4月23日，浙江首个电源侧储能项目在长兴县投运。项目通过在光伏发电站附近建设储能电站，在谷电时间段充电、峰电时间段放电，降低企业用电成本，缓解高峰时段用电紧张。

4月25日，衢州江山上余6.5万千瓦地面光伏电站储能项目通过接入系统方案评审，正式按发电装机容量的10%配置储能，标志着“新能源+储能”政策高效落地。

6月24日，由浙江光隆能源科技公司建设的浙江首个用户侧“光伏+储能”项目在嘉兴海宁投入运行，根据发电装机容量的10%配置储能项目。该公司技术副总监翟孙华表示，随着分布式光伏发电的补贴退坡，光伏电站的收益大幅减少，如果能配套储能，在增加直接收益的基础上，还可摊薄电站的业务、运维等成本。

国网浙江电力对省内各新能源配套储能项目加大支持力度，主动了解项目开展过程中的电力设备设施相关设计，与项目建设方探讨项目技术问题，加快项目进程。

“能源向零碳转型的福利由全社会共享，转型的成本也必然由全社会共同承担。处理好源、网、荷、储及政策、市场间的关系，才能确保能源安全发展。新能源配套储能是政府和电网企业共同推动新能源大规模发展的积极探索，符合新能源发展的趋势，必然会催动新能源更好发展。”翟孙华说，“希望政府层面对储能出台更多的鼓励政策，也希望储能在参与调峰时，也同需求侧响应一样，享受补贴。”

国家发改委能源局已明确，将建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，同时，完善电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

国网浙江电力将探索与新能源发电企业合作开展可调节能力测试、效益分享等方面的合作研究，弥补新能源随机性强、波动性大和抗扰动能力差的短板，提高电网清洁能源消纳能力，丰富储能参与电网联合调频辅助服务的应用场景，力争为新能源发展中遇到的问题提供解决方案，助力清洁能源消纳和浙江提前高质量碳达峰。