本文介绍了浙江电网侧储能电站的发展情况，包括上半年并网数量、总容量和同比增长情况，以及新型储能的特点和重要性。文章还提到了新型储能的发展进入快车道、政策推动、成本下降、各地发展情况等。同时，也探讨了新型储能的盈利难题、如何缓解盈利难题、参与电力市场等方式。最后，文章还提出了新型储能发展面临的问题，如安全、绿色、运行管理经验等，并强调了积累运行管理经验的重要性。
2023年上半年，浙江电网侧储能电站已并网26座，总容量达182.8万千瓦。同比增长超过100%，表明浙江在电网侧储能方面发展迅猛。
新型储能技术被认为是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢储能等。
政策的出台和成本的下降是新型储能快速发展的关键因素。政府通过出台相关政策，推动新型储能产业的发展。同时，新型储能成本已下降近50%，降低了应用成本。
目前，新型储能盈利面临困难。除了政策补贴外，还需要通过市场化方式进行成本疏导，因地制宜发展新能源配储，参与第三方辅助服务市场交易，开展调峰辅助服务等方式缓解盈利压力。
深化电力市场化改革是解决新型储能盈利问题的重要途径。通过参与电力市场，新型储能电站可以获得更多的收益，提高经济效益。
新型储能发展仍面临一些问题，如安全、绿色、运行管理经验等。需要不断提升系统、模组和电芯等技术，确保储能设备的安全性和环保性。同时，也需要积累运行管理经验，提高新型储能的调度和管理水平。
今年上半年，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，圆满完成浙江省2024年迎峰度夏新增新型储能目标任务。
新型储能是指除抽水蓄能以外的储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢储能等，被认为是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。
新型储能又分为电源侧、电网侧和用户侧储能。其中，电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。
2023年上半年，浙江电网侧储能并网总装机容量17.8万千瓦。短短一年，浙江电网侧储能总装机容量达182.8万千瓦，同比增长超1000%。
通过上述数据我们可以对新型储能产业窥知一二。
作为新型电力系统和新型能源体系的重要组成部分，新型储能是我国建设新型电力系统和新型能源体系的关键支撑技术，也是抢占未来发展机遇、推动经济绿色转型的战略性新兴产业。
近年来，自带光环的新型储能可谓乘风驭光而起，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，新增投运规模同比增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。2024年，“发展新型储能”首次纳入政府工作报告。相关政策大力推动了新型储能产业的发展。
宁波首个百兆瓦时级别储能电站——朗辰站，它在用电低谷时充满电、在用电高峰时释放电，每天最高可为宁波地区提供约100兆瓦时错峰电量丨吕洪波 摄
不少省份开始在新型储能装机容量上发力。
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。
一方面是新型储能在新型电力系统中的“压舱石”作用。随着新型电力系统建设推进，新能源开发消纳规模不断加大、电力系统对调节能力需求不断提升。新型储能具有建设周期短、选址简单灵活、调节能力强、与新能源开发消纳的匹配性更好等优势，发展势头越来越强势。
尤其是电网侧储能可以接受调度机构的统一调度，在迎峰度夏电力保供关键时刻能发挥顶峰作用，同时也能促进负荷低谷时段的新能源消纳，成为行业发展“香饽饽”。
另一方面是政策的出台。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。
2024年4月，浙江省发改委、浙江省能源局印发《新型储能容量补偿资金分配方案》的通知，指出由各市列入新型储能项目建设计划，且在2024年6月30日前完成并网试验的电网侧新型储能项目开展补偿，总规模不超过130万千瓦。
这些政策的阳光投射于新型储能行业，使得整个行业迅速膨胀。
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年底，全国已投运锂电池储能占比达97.4%，在新型储能中占绝对主导地位，且其价格呈下降趋势。
三年前，锂电池储能度电成本平均大约在0.8元—0.9元/瓦时。2023年，受上游原材料成本下跌及产业规模扩大等因素影响，锂电池价格不断下行，目前国内电芯价格已低于0.4元/瓦时，综合考虑系统效率和运维成本等因素，锂电池储能的全生命周期度电成本已降至0.40元—0.45元的水平，成本下降已趋近50%。
利好政策叠加成本下降，致使新型储能在浙江各地“全面开花”。6月6日，在丽水龙泉，全球首个成功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，在金华武义，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供电可靠性和柔性调节能力。
未来两年，新型储能新增装机仍将呈快速增长态势。
眼下，进入火热“黄金赛道”的新型储能，却不是个“赚得流油的行当”。
新型储能产业代表恒龙新能源董事长鲁兴海告诉记者：“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个亿的储能电站，在充放电满600小时后，可领2000万的补贴，这样需要5年时间才能回本。”
可事实上，储能电池是有充放电效率的，约为85%，随着使用时长的增加，充放电效率会逐年降低。且充放电之间是有度电成本的，目前，浙江平均峰谷差价在3.5—4毛之间，两充两放后是7—8毛左右，除去标杆电价后，差价在2毛左右，无法覆盖度电成本。
一旦政策补贴“退坡 ”，新型储能产业是否会“溃堤”？可见，光靠政策补贴并不能解决新型储能盈利的根本问题。应当还原能源的商品属性，通过市场化方式进行成本疏导。
因地制宜发展新能源配储是缓解盈利难题的方法之一。
2023年，浙江省能源局就下发过新能源配储的通知，对于2024年1月1日起并网的近海风电、集中式光伏项目，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。配储的方式可采用租赁、共建或项目自建等。
杭州余姚领克汽车部件有限公司分布式光伏电站，该电站总装机容量21兆瓦，配套2.1兆瓦时储能设备，每年可发电2000万千瓦时，实现厂区三分之一绿电替代丨吕洪波 摄
目前，租赁费用并没有明确的官方标准。近期因为新型储能投产多而集中式新能源投产少，使得租赁价格大幅下降，大致在50-100元/千瓦
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年左右。以一个100兆瓦的储能电站为例，按80%容量完成租赁，租赁标准50元/千瓦*年测算，全年容量租赁约400万元。
参与第三方辅助服务市场交易，开展调峰辅助服务也是方法之一。新型储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。“目前，浙江的第三方辅助服务市场一年大概开50次。”鲁兴海形容它好似一颗糖，可以掰着吃，但吃不饱。
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，国家发改委、国家能源局陆续发布多项推动新型储能发展和应用指导文件，明确新型储能独立市场主体地位，鼓励新型储能参与电力市场。在国家的层层鼓励推动下，各地也进行了相应实践。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。
以浙江一个100兆瓦的锂电池储能电站为例，据测算，不参与现货市场时，成本回收途径主要包括充放电收益和政府容量补贴，年收益大约为2920万元。若参与现货市场，按照浙江目前的市场规则测算，年收益为3333万元，比不参加现货市场收益增加413万元，增幅是14%。
因而，深化电力市场化改革是新型储能产业健康发展之“道”。
从国网浙江电力获悉，截至6月底，浙江全省电源装机13611万千瓦，其中清洁能源装机约7118万千瓦，一举超越火电6800万千瓦的装机，占比超过五成。
装机占比的改变也对浙江电网的尖峰特性产生了影响。全社会用电负荷一天中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，浙江是分布式光伏装机比较大的省份，而光伏出力需要有太阳，中午时段光伏等新能源出力较大，到了晚上无光就无法出力。
这也是新型储能会发展的根本原因之一。看着这个“一夜长大”的孩子，我们似乎看到了20年前分布式光伏发展的影子。
2008年，分布式光伏兴起，在补贴政策和“十三五”规划的共同刺激下，分布式光伏进入快速发展期。补贴取消后，随着技术的不断进步和成本的持续降低，分布式光伏迈入了高质量发展时代。
新型储能的发展路径似乎与其不谋而合。但新型储能要想实现高质量发展，还有一些问题亟待解决。
安全是新型储能应用的基础。储能设备在某些条件诱导下，有发生热失控的风险，消防安全尤为重要。国网浙江电力在印发新型储能调度管理规定时，将消防安全管理也纳入其中。
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
