“儲能是新型電力系統中重要的組成部分。新型電力系統由源網荷儲組成，儲能占其1/4，但相較源、網、荷三部分，儲能發展時間最短，同時也是在建設新型電力系統過程中最為重要的組成部分，未來將發揮越來越重要的作用。”國網浙江省電力公司經濟技術研究院副院長孫可在8月31日杭州召開的浙江省新型儲能技術交流暨產業對接會上表示。

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浙江作為我國經濟發展最為活躍的省份之一，其電力需求一直保持較快增長，其可再生能源裝機已占1/3強，又為典型的受端電網。諸多內外部因素的施加讓浙江電網對構建新型電力系統發展新型儲能的需求愈發迫切。

受端電網的必然選擇

據相關數據顯示，2021年我國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破10吉瓦，達到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增規模8吉瓦，同比增長437%；新型儲能新增規模2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%。

浙江省截至2021年底累計建有電化學儲能電站31個，總裝機規模約7.6萬千瓦，主要為電網側儲能。

最新數據顯示，截至2022年7月，浙江省在推進的新型儲能項目共計39個，總裝機容量約303萬千瓦（另含氫電耦合項目200標方）。其中，預計有11個項目于2022年投產，投產規模約34.5萬千瓦；2023年預計將再有22個新建或擴建項目投產，裝機容量約114.8萬千瓦。

浙江有來自于供給側和消費側兩大方面的特性需要發展新型儲能。

首先從供給側來看，2021年浙江省可再生能源裝機規模已達到3776.3萬千瓦，占省內裝機比重達34.8%。由于新能源出力的隨機性和波動性，對電力系統造成不穩定風險，儲能是應對這一風險的重要技術手段。

孫可強調：“特別是光伏的大量投產對電力曲線帶來根本性的變化。電網凈負荷由傳統‘雙峰’曲線逐漸向‘鴨子型’曲線轉變，全省晚高峰增長趨勢明顯，調峰困難時段將轉移至春秋季等負荷較低季節的低谷風電大發及午間腰荷風光大發時段。”

其次從消費側來看，浙江電網2021年最高用電負荷突破1億千瓦，今年負荷有望再創新高。特別是今年的連續高溫對負荷增長將帶來較大的影響。

另據了解，“十四五”期間，浙江省還將新增白鶴灘直流、入浙第四回直流，在杭州、紹興、金華等大容量特高壓直流饋入點附近配置一定規模新型儲能。

孫可表示：“浙江是典型的受端電網，外電占比超三分之一，儲能可提升對外來電的調節能力，提升電網對特高壓交直流嚴重故障的主動防御能力。浙江臺風多發，需要強化電網安全運行和快速恢復能力。因此無論從提升電網調節能力，還是從助力系統安全保供考慮，發展新型儲能都是必要選擇。”

合理拉大峰谷價差

用戶側是儲能應用的重要場景，用戶側峰谷價差需求取決于各地峰谷負荷錯峰幅度。

據國家電網統計數據顯示，2019年日間功率波動超過10吉瓦的地區包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，全國33個省市合計超過180吉瓦。

南都電源儲能研究院院長譚建國表示：“由此估算，假設電化學儲能配套其中40%的錯峰需求，備電時長2小時，則對應72吉瓦時的需求空間。假設電化學儲能配套80%的錯峰需求，備電時長4小時，則對應288吉瓦時的錯峰需求。可見用戶側配置儲能未來增長空間巨大，工商業儲能市場將是萬億藍海。”

自2021年10月15日，浙江省發展改革委印發《關于進一步完善浙江省分時電價政策有關事項的通知》，調整延長了用電尖峰時段，拉大了峰谷分時電價的價差。

浙江也隨之成為全國峰谷差最大的省份之一。

據了解，2021年浙江峰谷差已超過3450萬千瓦，是全國峰谷差最大的省份之一，“十四五”及以后，負荷峰谷差將進一步拉大。

強化價格引導，優化支持用戶側儲能發展模式，進一步拉大峰谷價差，成為“十四五”浙江發展新型儲能的重要任務。

2022年6月以現行電網公司代理購電政策計算（1~10千伏大工業用電），峰谷價差0.7248元/千瓦時，尖谷價差0.935元/千瓦時。

“從原來的峰谷價差，到增了尖峰用電之后，價差空間在進一步擴大，對于儲能發展而言是重大利好。峰谷價差已超過磷酸鐵鋰儲能設施全生命周期度電成本0.55~0.6元/千瓦時。”

作為致力于電化學儲能30年的儲能老兵，南都電源就工商業儲能當前存在的問題對41家企業進行調研。擔心投資周期內峰谷電價差政策的可持續性在工商業企業中普遍存在。

為滿足不同工商業主對儲能項目的投資需求，南都電源目前開辟出自持代維高收益模式、融資購持收益模式、合同能源管理收益模式。(趙汀)

責任編輯：杜敏

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