中国储能网讯：打开水龙头，我们接到的自来水不止经过管网的传送，还在不少中转站停留：水池、水箱、水桶，有了这些设施，供水系统就有了储蓄和调节的能力。

  在电力系统安装新型储能，就起到类似的作用。电源侧储能好比自来水厂的水池，用户侧储能就像每家每户的水桶，而电网侧储能就是小区里的水箱。

  这些年，浙江电力系统的“水桶”因方便企业取用、盈利空间可观，市场一片火热；而“水箱”的盈利模式还需进一步丰富。

  今年上半年，浙江并网26座电网侧储能电站，总容量182.8万千瓦/365.6万千瓦时，同比增长10.3倍。在眼下用电需求较大的夏季，它们为全省电力保供提供了重要支撑。

  电网侧储能发展为何突飞猛进？未来如何形成可持续的商业模式？

  “水箱”何用？

  跟自来水和供水管网的关系有所不同，电力通过电网传输时，必须确保发电和用电在一瞬间完成，并且时刻保持发用两端平衡。

  为了匹配电力供需，省电力调度控制中心根据全省用电需求，指挥煤电、气电、水电等发电厂精准发电。然而风电、光伏等新能源主要受天气影响，发电具有很强的间歇性，这就给电网运行出了难题。

  截至6月底，浙江光伏、风电装机约4506万千瓦，占全省电源装机超过三成，浙江已是全国第四的光伏大省。

  光伏在午间用电低谷时发电较多，在傍晚用电高峰时迅速削减，存在供需错位；有时，一片乌云过境，就会让全省光伏发电能力减少三分之一，波动极大。

  今年夏天，浙江电力需求增速较快，要最大限度利用好已有的新能源电力及其他电力资源，来保障全社会的可靠用电，电网调度的重要性更加凸显。

  好在，电网侧储能给电网建了腾挪调度的“水箱”。它的灵活充放电功能，不仅能实现用电低谷时充电、用电高峰时放电（即调峰），还负责调频、备用、黑启动、需求响应等复杂多样的调节工作，保障全省电力运输的安全和稳定。

  今年上半年电网侧储能的大幅增长，来源于三年前的布局。

  2021年，浙江谋划加快新型储能示范应用，提出在调峰项目投运前三年，按照200元、180元、170元/千瓦·年退坡的标准进行容量补偿，并要求年利用小时数不低于600小时。这一激励政策面向的就是电网侧储能项目。

  去年，浙江明确2024年迎峰度夏前新增新型储能装机的目标任务，全省要在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。

  今年4月浙江再次细化补偿资金分配方案，针对各市列入建设计划、且在今年6月30日前完成并网试验的电网侧储能项目开展上述补偿。

  此外，新型储能的建设成本正在快速下降。

  受去年上游原材料成本下跌、产业规模扩大等因素影响，目前国内锂电池电芯价格已低于0.4元/瓦时，锂电池储能的全生命周期成本已降至0.40-0.45元/瓦时，相较三年前的0.8-0.9元/瓦时，下降趋近50%。

  在政策激励和行业发展之下，一大批电网侧储能项目赶在节点前建成投运。去年上半年，浙江电网侧储能并网总装机容量仅有17.8万千瓦，一年内增长超过10倍，浙江电网侧储能规模已处于全国中上水平。

  截至目前，全省电网侧储能最大充电力142万千瓦，最大放电电力152万千瓦，创历史新高，充放电量分别达到4906、4161万千瓦时，成为电力保供季重要调节手段。

  “新型储能大规模布局之后，面临调用是否充分的问题。”国网浙江电力调度控制中心水电及新能源处处长陈文进表示，国网浙江电力调控中心已印发相关办法，按照“保障电网安全稳定运行、辅助电网调峰、最大化消纳清洁能源”的顺序调用电网侧储能。

寻找市场价值

  新型储能队伍日益壮大，考虑三年后补贴政策退坡，行业如何形成可持续的市场盈利模式？

  企业门前的“水桶”——用户侧储能已经找到门道：它按照工商业分时电价政策，可以在低谷期充电、高峰期放电，以此赚取峰谷价差。

  当前，浙江省峰谷价差拉大到1.3元/千瓦时，且允许每天两充两放，因此无需政策补贴，投资方就能在3.5-5年内回本，浙江已成为全国数一数二的用户侧储能大市场。

  再来看电网侧储能，它主要为电网平稳运行负责，配合省调中心的指令来运行，一般在晚间低谷期充电，并参照火电的标杆电价放电，因此价差仅为0.2元/千瓦时左右。

  一名储能运营商告诉涌金君，考虑充放电之间15%以上的电量损耗，即使有三年政策补贴，覆盖投资建设和运营损耗成本仍比较困难。

  不过，电网侧储能还有两条盈利途径。

  一是配额租赁。这些年，全国加快风光项目上马，为了保障新能源发电全额上网，整个电力系统付出了较大成本。因此在政策设计上，各省对新能源项目有强制配储要求，新能源场站的投资方可以自建或共建一定比例的储能，也可以向外部储能租赁。

  去年，浙江省能源局下发相关通知，要求自今年1月1日起并网的风电、集中式光伏项目，按不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。

  据业内人士，目前配额租赁的市场费用在150元/千瓦·年左右，这为电网侧储能盈利开辟了新空间。

  二是电力市场。去年2月，浙江第三方辅助服务市场开启常态化运行，为储能的调峰、调频和旋转备用等调节功能提供交易渠道。不过，市场起步不久，价格仍以行政定价为主，市场规模和频次还无法实现大额盈利。

  也正因此，电力现货市场被寄予厚望。不同于行政定价，现货市场的价格由供需情况决定。新型储能可以参与电能量市场和辅助服务市场，在两个市场分别出售储存的电量及调节功能，市场定价将实现一定溢价。

  今年5月，浙江电力现货市场已进入长周期结算试运行。未来，新型储能、新能源电力将作为独立主体入市，辅助服务也将开发快速爬坡、黑启动等更多品类，电力市场机制将继续完善。

  随着新能源的持续发展，电力系统对调节资源的需求还会增加。而相比抽水蓄能，电网侧储能建设周期短、成本低、选址灵活，在新能源集中上网、自然灾害多发及其他电网的关键节点，更需要灵活的电网侧储能来做支撑保障。

  “随着电力市场的推进，对电网侧储能的需求将被进一步激活，其增量潜力巨大。”国网浙江电科院科技研发中心主任张雪松认为。

  不过，“按需发展”仍是宗旨。在电力系统建“水箱”这件事，政策和市场正在进一步探索开拓。