今年上半年，浙江電網側儲能電站已并網26座，總容量182.8萬千瓦/365.6萬千瓦時，同比增長10.3倍，圓滿完成浙江省2024年迎峰度夏新增新型儲能目標任務。

新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能技術，包括鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫儲能等，被認為是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備。

新型儲能又分為電源側、電網側和用戶側儲能。其中，電網側儲能是指電力系統中能接受電力調度機構統一調度、響應電網靈活性需求、能發揮全局性、系統性作用的儲能資源。

2023年上半年，浙江電網側儲能并網總裝機容量17.8萬千瓦。短短一年，浙江電網側儲能總裝機容量達182.8萬千瓦，同比增長超1000%。

通過上述數據我們可以對新型儲能產業窺知一二。

新型儲能是否迎來發展春天？

作為新型電力系統和新型能源體系的重要組成部分，新型儲能是我國建設新型電力系統和新型能源體系的關鍵支撐技術，也是搶占未來發展機遇、推動經濟綠色轉型的戰略性新興產業。

近年來，自帶光環的新型儲能可謂乘風馭光而起，發展進入快車道。據統計，2020—2022年，我國新型儲能裝機規模平均年增速達136.3%。2023年，新增投運規模同比增長超過260%，近10倍于“十三五”末裝機規模。2024年，“發展新型儲能”首次納入政府工作報告。相關政策大力推動了新型儲能產業的發展。

不少省份開始在新型儲能裝機容量上發力。

作為典型的用電大省和資源小省，浙江的新型儲能，尤其是電網側新型儲能裝機容量已走在全國前列。

一方面是新型儲能在新型電力系統中的“壓艙石”作用。隨著新型電力系統建設推進，新能源開發消納規模不斷加大、電力系統對調節能力需求不斷提升。新型儲能具有建設周期短、選址簡單靈活、調節能力強、與新能源開發消納的匹配性更好等優勢，發展勢頭越來越強勢。

尤其是電網側儲能可以接受調度機構的統一調度，在迎峰度夏電力保供關鍵時刻能發揮頂峰作用，同時也能促進負荷低谷時段的新能源消納，成為行業發展“香餑餑”。

另一方面是政策的出臺。2023年8月，浙江省能源局印發《關于下達2024年迎峰度夏前新增新型儲能裝機目標任務的通知》，計劃全省在2023年7月至2024年6月底前新增新型儲能裝機200萬千瓦以上。

2024年4月，浙江省發改委、浙江省能源局印發《新型儲能容量補償資金分配方案》的通知，指出由各市列入新型儲能項目建設計劃，且在2024年6月30日前完成并網試驗的電網側新型儲能項目開展補償，總規模不超過130萬千瓦。

這些政策的陽光投射于新型儲能行業，使得整個行業迅速膨脹。

此外，新型儲能成本已下降近50%。成本是儲能應用的核心。據統計，截至2023年底，全國已投運鋰電池儲能占比達97.4%，在新型儲能中占絕對主導地位，且其價格呈下降趨勢。

三年前，鋰電池儲能度電成本平均大約在0.8元—0.9元/瓦時。2023年，受上游原材料成本下跌及產業規模擴大等因素影響，鋰電池價格不斷下行，目前國內電芯價格已低于0.4元/瓦時，綜合考慮系統效率和運維成本等因素，鋰電池儲能的全生命周期度電成本已降至0.40元—0.45元的水平，成本下降已趨近50%。

利好政策疊加成本下降，致使新型儲能在浙江各地“全面開花”。6月6日，在麗水龍泉，全球首個成功應用半固態電池儲能技術的儲能電站——泉電儲能電站并網，裝機規模10萬千瓦/20萬千瓦時。6月9日，在金華武義，浙江省裝機規模最大的電網側儲能項目——金華武義欣元儲能電站并網，裝機規模20萬千瓦/40萬千瓦時，進一步提升了當地電網供電可靠性和柔性調節能力。

未來兩年，新型儲能新增裝機仍將呈快速增長態勢。

新型儲能盈利難題如何破解？

眼下，進入火熱“黃金賽道”的新型儲能，卻不是個“賺得流油的行當”。

新型儲能產業代表恒龍新能源董事長魯興海告訴記者：“我省新型儲能有20%容量補貼的政策，但要求充放電必須滿600小時。打個比方，投資1個億的儲能電站，在充放電滿600小時后，可領2000萬的補貼，這樣需要5年時間才能回本。”

可事實上，儲能電池是有充放電效率的，約為85%，隨著使用時長的增加，充放電效率會逐年降低。且充放電之間是有度電成本的，目前，浙江平均峰谷差價在3.5—4毛之間，兩充兩放后是7—8毛左右，除去標桿電價后，差價在2毛左右，無法覆蓋度電成本。

一旦政策補貼“退坡”，新型儲能產業是否會“潰堤”？可見，光靠政策補貼并不能解決新型儲能盈利的根本問題。應當還原能源的商品屬性，通過市場化方式進行成本疏導。

因地制宜發展新能源配儲是緩解盈利難題的方法之一。

2023年，浙江省能源局就下發過新能源配儲的通知，對于2024年1月1日起并網的近海風電、集中式光伏項目，必須按不低于發電裝機容量的10%、時長2小時配置新型儲能。配儲的方式可采用租賃、共建或項目自建等。

目前，租賃費用并沒有明確的官方標準。近期因為新型儲能投產多而集中式新能源投產少，使得租賃價格大幅下降，大致在50-100元/千瓦*年左右。以一個100兆瓦的儲能電站為例，按80%容量完成租賃，租賃標準50元/千瓦*年測算，全年容量租賃約400萬元。

參與第三方輔助服務市場交易，開展調峰輔助服務也是方法之一。新型儲能電站按照電力調度機構的指令，通過在低谷吸收電力，在其他時段釋放電力，從而提供調峰服務的交易。“目前，浙江的第三方輔助服務市場一年大概開50次。”魯興海形容它好似一顆糖，可以掰著吃，但吃不飽。

電力現貨市場近兩年也成為新型儲能創收的一條路徑。2021年7月以來，國家發改委、國家能源局陸續發布多項推動新型儲能發展和應用指導文件，明確新型儲能獨立市場主體地位，鼓勵新型儲能參與電力市場。在國家的層層鼓勵推動下，各地也進行了相應實踐。2023年10月，廣東寶湖儲能電站首次入市，在全國率先實現以“報量報價”方式參與現貨市場交易。

今年5月1日起浙江電力現貨市場進入長周期結算試運行，后續會將儲能、新能源等市場主體納入。待浙江電力現貨市場“轉正”，新型儲能的經濟效益或將進一步提升。

以浙江一個100兆瓦的鋰電池儲能電站為例，據測算，不參與現貨市場時，成本回收途徑主要包括充放電收益和政府容量補貼，年收益大約為2920萬元。若參與現貨市場，按照浙江目前的市場規則測算，年收益為3333萬元，比不參加現貨市場收益增加413萬元，增幅是14%。

因而，深化電力市場化改革是新型儲能產業健康發展之“道”。

新型儲能將何去何從？

從國網浙江電力獲悉，截至6月底，浙江全省電源裝機13611萬千瓦，其中清潔能源裝機約7118萬千瓦，一舉超越火電6800萬千瓦的裝機，占比超過五成。

裝機占比的改變也對浙江電網的尖峰特性產生了影響。全社會用電負荷一天中最高時段往往是在中午，但電力緊缺時段卻往往出現在晚上。究其原因，浙江是分布式光伏裝機比較大的省份，而光伏出力需要有太陽，中午時段光伏等新能源出力較大，到了晚上無光就無法出力。

這也是新型儲能會發展的根本原因之一。看著這個“一夜長大”的孩子，我們似乎看到了20年前分布式光伏發展的影子。

2008年，分布式光伏興起，在補貼政策和“十三五”規劃的共同刺激下，分布式光伏進入快速發展期。補貼取消后，隨著技術的不斷進步和成本的持續降低，分布式光伏邁入了高質量發展時代。

新型儲能的發展路徑似乎與其不謀而合。但新型儲能要想實現高質量發展，還有一些問題亟待解決。

安全是新型儲能應用的基礎。儲能設備在某些條件誘導下，有發生熱失控的風險，消防安全尤為重要。國網浙江電力在印發新型儲能調度管理規定時，將消防安全管理也納入其中。當儲能載體發生熱失控后，可通過外部滅火、降溫等安全措施阻止進一步的熱蔓延或爆炸。當然要想實現儲能設備的本質安全，還需不斷提升系統、模組和電芯等的技術。

綠色是新型儲能可持續發展的保障。2023年8月，歐盟《電池與廢電池法規》正式生效，對電池企業提出電池護照、電池回收及碳足跡的強制性要求。因此，應從儲能電池設計環節就考慮全生命周期的碳排放影響因素，盡量采用綠色材料和可再生材料、延長電池使用壽命、采用易于拆解和回收的電池結構等。

積累新型儲能的運行管理經驗。“新型儲能大規模建設之后，面臨調用是否充分的問題。目前，解決這個問題最有效、最直接的辦法就是加強電網調度。”國網浙江電力調度控制中心水電及新能源處處長陳文進介紹，國網浙江電力調控中心也印發了一些管理辦法，按照“保障電網安全穩定運行、輔助電網調峰和最大化消納清潔能源的”順序調用電網側新型儲能，但作為新生事物，對于新型儲能的調度管理還需要時間來積累更多經驗。

新型儲能就像成長中的孩子，家長總是會擔心他們出錯、跌倒，因而遲遲不肯放手。在發展之初，政府出臺政策，扶之上馬，十分必要，但隨著新型儲能的不斷壯大，也應該讓其經歷風雨、獨立成長。