“储能是新型电力系统中重要的组成部分。新型电力系统由源网荷储组成，储能占其1/4，但相较源、网、荷三部分，储能发展时间最短，同时也是在建设新型电力系统过程中最为重要的组成部分，未来将发挥越来越重要的作用。”国网浙江省电力公司经济技术研究院副院长孙可在8月31日杭州召开的浙江省新型储能技术交流暨产业对接会上表示。
浙江作为我国经济发展最为活跃的省份之一，其电力需求一直保持较快增长，其可再生能源装机已占1/3强，又为典型的受端电网。诸多内外部因素的施加让浙江电网对构建新型电力系统发展新型储能的需求愈发迫切。
受端电网的必然选择
据相关数据显示，2021年我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10吉瓦，达到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%；新型储能新增规模2.4吉瓦/4.9吉瓦时，同比增长54%。
浙江省截至2021年底累计建有电化学储能电站31个，总装机规模约7.6万千瓦，主要为电网侧储能。
最新数据显示，截至2022年7月，浙江省在推进的新型储能项目共计39个，总装机容量约303万千瓦（另含氢电耦合项目200标方）。其中，预计有11个项目于2022年投产，投产规模约34.5万千瓦；2023年预计将再有22个新建或扩建项目投产，装机容量约114.8万千瓦。
浙江有来自于供给侧和消费侧两大方面的特性需要发展新型储能。
首先从供给侧来看，2021年浙江省可再生能源装机规模已达到3776.3万千瓦，占省内装机比重达34.8%。由于新能源出力的随机性和波动性，对电力系统造成不稳定风险，储能是应对这一风险的重要技术手段。
孙可强调：“特别是光伏的大量投产对电力曲线带来根本性的变化。电网净负荷由传统‘双峰’曲线逐渐向‘鸭子型’曲线转变，全省晚高峰增长趋势明显，调峰困难时段将转移至春秋季等负荷较低季节的低谷风电大发及午间腰荷风光大发时段。”
其次从消费侧来看，浙江电网2021年最高用电负荷突破1亿千瓦，今年负荷有望再创新高。特别是今年的连续高温对负荷增长将带来较大的影响。
另据了解，“十四五”期间，浙江省还将新增白鹤滩直流、入浙第四回直流，在杭州、绍兴、金华等大容量特高压直流馈入点附近配置一定规模新型储能。
孙可表示：“浙江是典型的受端电网，外电占比超三分之一，储能可提升对外来电的调节能力，提升电网对特高压交直流严重故障的主动防御能力。浙江台风多发，需要强化电网安全运行和快速恢复能力。因此无论从提升电网调节能力，还是从助力系统安全保供考虑，发展新型储能都是必要选择。”
合理拉大峰谷价差
用户侧是储能应用的重要场景，用户侧峰谷价差需求取决于各地峰谷负荷错峰幅度。
据国家电网统计数据显示，2019年日间功率波动超过10吉瓦的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地，全国33个省市合计超过180吉瓦。
南都电源(26.330, -0.93, -3.41%)储能研究院院长谭建国表示：“由此估算，假设电化学储能配套其中40%的错峰需求，备电时长2小时，则对应72吉瓦时的需求空间。假设电化学储能配套80%的错峰需求，备电时长4小时，则对应288吉瓦时的错峰需求。可见用户侧配置储能未来增长空间巨大，工商业储能市场将是万亿蓝海。”
自2021年10月15日，浙江省发展改革委印发《关于进一步完善浙江省分时电价政策有关事项的通知》，调整延长了用电尖峰时段，拉大了峰谷分时电价的价差。
浙江也随之成为全国峰谷差最大的省份之一。
据了解，2021年浙江峰谷差已超过3450万千瓦，是全国峰谷差最大的省份之一，“十四五”及以后，负荷峰谷差将进一步拉大。
强化价格引导，优化支持用户侧储能发展模式，进一步拉大峰谷价差，成为“十四五”浙江发展新型储能的重要任务。
2022年6月以现行电网公司代理购电政策计算（1~10千伏大工业用电），峰谷价差0.7248元/千瓦时，尖谷价差0.935元/千瓦时。
“从原来的峰谷价差，到增了尖峰用电之后，价差空间在进一步扩大，对于储能发展而言是重大利好。峰谷价差已超过磷酸铁锂储能设施全生命周期度电成本0.55~0.6元/千瓦时。”
作为致力于电化学储能30年的储能老兵，南都电源就工商业储能当前存在的问题对41家企业进行调研。担心投资周期内峰谷电价差政策的可持续性在工商业企业中普遍存在。
为满足不同工商业主对储能项目的投资需求，南都电源目前开辟出自持代维高收益模式、融资购持收益模式、合同能源管理收益模式。
