中国储能网讯：3月10-13日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。
CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线上直播11万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。
3月10日下午，国网浙江经研院电网规划中心专职王岑峰受邀在新型储能系统集成解决方案专场（上）分享主题报告，报告题目为《浙江新型储能发展规划与配套政策机制研究》。以下为报告主要内容：
王岑峰：我简要为各位汇报一下，浙江在新型储能发展规划以及配套政策机制方面的研究情况。
非常荣幸今天有这样的机会，借助储能大会的平台与各位领导和专家开展深入探讨。交流的主题就在于，如何让电力系统和储能行业本身够擦出更多的火花，让能源电力平稳发展和新质生产力的培育形成和谐共进的美好格局。
第一章我汇报一下发展的现状。首先讲几个基本概念，很多领导和专家都比较熟悉，储能的分类由很多种，有说电源侧、电网侧、用户侧，有说工商业储能，从我们国家政府文件以及省内相关的管理政策角度上讲，主要通过电源、电网、用户三侧进行区分，这三侧从物理的角度界定了储能划分标准，从而保障后续的管理流程中各侧储能都能得到妥善的管理。
根据国家能源局电网公平开放监管办法，新型储能项目指抽水蓄能之外，以输出电力为主要形式，提供服务的储能项目，在国内目前是以电化学储能为主。
浙江年初正式印发的浙江省新型储能项目管理办法中，基于国家的文件对三侧储能进行具体的界定，电源侧的储能装在电源的相应场站内部，接入场站内部电力设施的储能；电网侧指接入公共电网的新型储能设施；用户侧储能定义为在用户场地内部，或者相邻建设并接入内部配电设施的新型储能设施。各储能侧 根据自己位置定义有不同的投资主体和成本疏导方式。
在发展背景方面，随着浙江新型电力系统的建设，我们必须承认新型储能是有非常大的发展必要性的。首先从新能源方面看，与刚才几位专家讲的山西和冀北的情况相比，浙江的新能源发展比例稍低一点。截止到2023年底，浙江风光新能源装机大概是3940万千瓦左右，占比是刚刚超过30%。但是这里面会突出一点，虽然占比量在全国范围来看不是特别高，但是增长非常快，一再突破政府相关的规划的边界。
负荷峰谷差也不断的扩大，浙江2023年最大峰谷差超过3000万千瓦，峰谷差率超过34%。整个看是国网经营区内峰谷差最大的省份之一。
第三个特点，负荷的尖峰化的特征越来越突出，达到全年最高负荷95%以及97%的小时数占到8760小时的百分之1点几和0.26%左右，说明浙江尖峰负荷所提供电量是非常低的，这些背景为浙江新型储能提供了比较广阔的发展前景。
在发展现状方面，浙江新型储能从2023年进入爆发式增长期，2023年底累积建成新型储能108万千，其中2023年下半年建成的量超出历年总规模的2倍。
应用场景方面，整体比较全面。在源网荷三侧，例如火储联合调频、新能源消纳等各个方面都有应用。用户侧储能在目前两次峰谷循环的分时电价体系下有比较好的发展动力，所以装机规模达到了63万千瓦，占总装机接近60%。
技术路线方面，浙江新型储能目前以磷酸铁锂电池为主，兼顾铅酸电池，此外还有飞轮储能，氢储能等方案。右边是截至2023年底浙江发展的基本情况，整体看出来主要集中在浙北及东部沿海地区。
第二部分，简单汇报一下浙江新型储能的规划情况。在2022年5月份我们支撑省发改和能源局出台了“十四五”发展规划。当时是明确提出了“十四五”的建设目标300万千瓦左右，中间电力系统发生了比较大的变化，但是到最近也可以发现这个目标是比较合适的，整体可以代表浙江新型储能在“十四五”发展的需求。
从阶段任务看，到2023年8月份浙江省能源局考虑到“十四五”中后期省内广泛存在的电力供应的压力，所以提出了2024年迎峰度夏前新增新型储能200万千瓦，要提前建成。今年2月份的时候，省发改又进一步提出了今年新增的目标是150万千瓦，在能源局相关的目标里对2024年的目标有200万出头的目标，从政府对新型储能发展的预期来讲，普遍认为2024年就可以实现浙江“十四五”目标的提前达成。
从政府来讲，对于浙江新型储能蓬勃发展是持有相对乐观的态度，我们也认同这种态度比较符合浙江新型储能行业目前的发展情况和态势。
继续看形势变化。为什么说浙江能源电力发展有比较大的形势变化，主要体现在2022年开始全国范围内有广泛的电荒，大家都有印象。2022年的时候由于极端天气以及中国西南部缺水的问题，很多省市出现广泛的缺电。浙江由于保供的压力，实施了接近1200万千瓦有序用电的措施。
到2023年浙江最高负荷用电量又分别创新高，“十四五”前三年负荷方面基本上符合电力规划预期，且由于厄尔尼诺现象频出，未来负荷超预期发展或者异常天气导致极端负荷爆发的情况仍然有可能存在。电量方面，浙江更是年均增速达到8.6%，远高于“十四五”电力规划预测的5.4%。
电力需求方面的变化带来两点影响。一个是储能在电力保供方面的重要意义被进一步的突出强调了，另外政府对于其他电源建设也进一步加速推进。新能源方面，浙江“十四五”开始的时候印发过可再生能源“十四五”发展规划，提出2025年风光装机640和2750以上，到2023年底全省相应的新能源装机已经提前完成目标了，提前两年半完成的。在去年上半年的时候我们开展浙江电力规划中期评估的时候，省政府上报的全省风光装机提升到700万和3700万。这个边界从去年年底的实际情况、以及今年政府计划开工的风电光伏项目看，马上也要被突破了。这就体现了一个趋势，浙江的风光新能源发展迎来了非常快且迅猛的增长阶段，结合包括新能源对于新型储能的需求，包括政府刚刚出台的新能源配储政策，都说明新型储能在这方面出现了比较大的增长点。
这是去年年末国家能源局批复的浙江海上风电发展规划，提出浙江的风电资源在近海1500万和远海2800万，共计4300万千瓦左右的量。海风配储方面需求非常高，可以简单估量起来，海风有400多万新型储能的配置需求。
讲完需求方面，我们再讲讲形势变化之后对于新型储能发展有着较大影响的因素。首先是抽水蓄能在迅速发展，由于我们浙江在全国范围内都算是抽水蓄能资源禀赋比较好的省份，在2021年国家印发的抽蓄的中长期发展规划当中，浙江纳入30多个抽蓄项目。截止到目前，浙江已建成抽蓄5座，装机668万千瓦，核准在建的大型抽蓄15座，中小型两座，总装机超过2000万千瓦。
根据我们省内2024年绿保稳行动计划，2025年的时候浙江抽蓄略微增长320万到988万。大家可以想一下这个体量和新型储能是怎样的关系，从全省范围看，在调峰的场景，抽水蓄能是会对新型储能有一定的影响。但我们也要看到，我们省内抽水蓄能对地势的要求比较高，主要集中在浙西南，在浙北及宁绍负荷中心分布相对比较少，可以在后续相关项目的布局着重考虑。
同时在沿海地区新型储能在支撑新能源增强一次调频能力方面也有着抽蓄不具备的优势，后续在相关项目优化布局中，大家可以着重考虑。
我们还有灵活性的煤电和气电。原来“十四五”电力规划的时候浙江省规划623万的煤电项目，去年中期评估的时候结合国家给的新的指标，以及我们推荐的项目，右边的图已经把煤电和气电标上去了，较“十四五”规划新增了1300多万千瓦的煤电，同时我们省内煤电陆续都完成了灵活性改造40%的措施。
整体上看，未来几年仍有2500多万煤电气电等大型的机组调增，因此我们在决策储能项目安排的时候要着重考虑，储能究竟与这些大型调节性的资源是怎样的关系，怎么才可以形成和谐共生的格局。
煤电，气电在沿海地区形成了沿海支撑性电源带，我建议从规划的角度，重点考虑在沿海新能源密集分布以及北部东部负荷中心的区域，将新型储能规模安排灵活、布点灵活、快速调节、精准调节、性能优异等相对传统机组的优势充分发挥出来。
后续我简单介绍浙江新型储能规划主要考虑的应用场景。第一个是电源侧，重点考虑保障新能源消纳，提升新能源调频能力，以及提升常规电厂调节性能三个场景。保障新能源消纳是非常容易理解的事情，考虑到新能源的随机性、波动性及反调峰特性问题，要通过配置储能来保障电力系统供需动态平衡，从而保障实现新能源电力的消纳。这方面浙江的问题尚不太严重，我们浙江截止到目前新能源电力仍能尽力保障全额上网，不存在比较严重的弃风弃光现象，当然未来随着新能源渗透率的不断提高，仍然会适时推动风光竞争性上网。新能源调频能力，是所有高比例新能源、高比例电力电子系统里都要存在的问题，我们相关的国标和导则技术规范提出10%和6%的配置结构需求。提升常规电厂调节性能，主要是火储调频的项目，浙江的电力系统是比较小而美的，我们有点自夸的讲，对于调频的需求在近中期不是特别大，省内第一批示范项目有4个火储调频的项目，目前仅有两个能源集团投建的项目投产了，近期实际调用也不是特别的频繁。从这方面看，是属于改善性提升的场景，建议后续在有需求的时候进行考虑。
电网侧方面，着重考虑满足电力系统调峰需求，缓解缺口提升应急备用能力三个场景。我们通过相应的电源以及电力系统规划可以看出来，在相关电源按时投产的情况下，“十四五”乃至十五五初期浙江全省范围不怎么存在调峰缺口的。但我们也要看到各个地市、各个区域的自然禀赋不同，不同区域之间峰谷差率的水平不一样。浙江2023年的时候53座500千伏的变电站当中峰谷差超过40%实际上有27座，在这个方面我们着重讲规划，就是希望通过这样的一种手段来推动大家将新型储能的项目放到真正需要的地方。放到需要的地方之后，新型储能支撑电力系统建设的作用能够充分的发挥，同时另一方面，在当地也可以获得调度部门更多的调用，大家在项目成本回收方面也有更多的裕度。
2024年的时候，浙江有可能存在比较高的电力缺口，十五五初期我们讲的一系列支撑电源建成之后，供需长期来看可以维持基本平衡。这样看下来第二个场景整体看属于阶段性矛盾的场景，如果说有部分地区需要建设储能，我们建议统筹和其他的场景进行场景的综合功能复用，而不是单单为了供需的缺口紧急布置储能项目，有可能在中长期面临比较尴尬的效果如何发挥、经济性如何实现的问题。
用户侧方面是比较独特的，电源侧和电网侧对于需求方面考虑更多，用户侧既要考虑需求，也要考虑自身的经济性。浙江目前来看用户侧储能整体来说发展问题不大，我们在2021年的时候根据国家发改委的分时电价的调整政策，已经调整过一轮，峰谷价差最大9毛钱。
今年3月份新的政策出来之后，把相应分季节的分时电价、分时时段做的更加精准。以电网公司代理购电为例，对于工商业储能对应的电压等级，峰谷价差始终维持8毛钱以上。浙江又是比较少有的一天实现两充两放的省份，所以浙江用户侧储能发展非常的快。
我们之前和产业链各个环节的产业公司交流，对于电源侧和电网侧的储能建设需求，从规划的角度讲，也从项目日后更加健康、有序发展的角度讲，还是更多建议放在省内风光集中送出点，以及峰谷差较大的地方，这样的需求点是比较固定的，大家心里有数。
整体看我们认为以上几个场景建议更加聚焦结构性的需求，解决阶段性的矛盾，整体推动各类资源协调发展。
后续我简单介绍浙江新型储能政策的机制以及支撑编制这些政策机制时的思路和想法。
首先，在2022年开始第一批示范项目推动的时候，最早因为成本比较高，项目推动确实有难题，这方面能源局也很关注这个问题，一直在寻找可以解决新型储能短期盈利问题的渠道。当时提出了临时充放电价格的政策，通过一个通知文件印发出来的。电网侧储能最早没有价格机制的，现在放电通过参考省内燃煤标杆电价——0.4153的价格，充放电执行电网公司代理购电核减输配电价及政府性基金，扣除损耗成本之后，可以保证1度电2毛钱的空间。
第二个政策是容量补偿，最早2021年随着示范实施意见已经出来了。当时给过渡时期的调峰项目3年的退坡补贴，这个补贴政策最近正在加快研究相应补贴落实的机制，可能很快与大家见面，同时也在探索其他财政补贴的政策。这方面主要体现出浙江政府对于省内新型储能，不管是项目的发展，还是产业的发展都具有非常大的支持力度，具体的示范项目因为时间不细讲了。
电价机制方面主要是峰谷分时电价，价格机制由于时间问题我也不赘述了，大家都已经很熟悉了。市场机制方面，在今年6月之前，浙江的现货市场没有常态化运行。浙江新型储能可以考虑的市场主要两个，一个是华东的两个细则，还有省内第三个独立主体辅助服务的市场。华东的两个细则是2022年印发的新细则，目前处于模拟试运行阶段，对于调频市场的容量和里程价格出台了相应的规定，一旦开始运行意味着省内新型储能可以开始第一次尝试获取调频的收益，从各个环节讲都是比较可观的。省内第三方独立主体辅助服务是之前已经开始多次试运行了，去年2月份正式确认开始常态化运行，这个主要提出了削峰填谷，还有备用的三个服务品类，这个市场从目前看是阶段性的，主要针对第三方独立主体，规模是比较有限的。
未来，还可以考虑现货市场，市场常态化运行之后，浙江储能可以参与电能量和调频服务的。对于电能量市场，浙江与早上冀北公司领导介绍的不同，浙江的现货电能量市场从试运行角度看价差是不高的，普遍三毛钱左右，仅比现在电网侧获取的价差高一些。调频辅助市场依据试运行的结果，相应的容量出清价格和调频里程价格，平均价格还算客观，但是后续因为省内近一两年数百万千瓦新型储能可能统一的投入市场，由于市场的相互博弈，价格有可能有所降低。总体来说只要在市场总体规模以内，调频市场仍旧是大家比较期待的收益渠道。
新能源配储政策，这是浙江在新能源与储能协同发展方面做出的比较大的努力。主要在去年9月份的时候出了这样的一个通知，相当于正式把省一级层面新能源配储的政策落实掉了。目前要求从今年一月份起并网的风电和集中式光伏项目按照10%和2小时比例进行配储，我们可以参考新能源未来的规模，这是比较大的增长点。为什么这样说？我们省内对于新能源配储推荐以共建和租赁方式为主。在租赁这种方式下，对于电网侧储能是比较大的利好。特别是电网侧储能EPC均价普遍降到1.5块以下的情况下，简单估算哪怕按照150块钱这个租赁价格看，也足够覆盖掉储能全生命周期的50%以上，叠加其他的收益渠道，例如叠加到退坡补贴、第三方独立市场相关的收益，浙江电网侧储能基本上可以实现成本回收了。对新型储能投资各方来讲，都是比较大的突破。
讲一下项目管理的情况。我们在今年2月份的时候正式推动印发了新型储能项目管理办法。这个管理办法它是方方面面，从规划备案，建设并网，运行安全到监测各个方面。我简单梳理出了三条，我觉得有必要在这里强调一下的三点。
第一，非常重要的是安全问题。安全的问题主要是明确了相应的住建、消防的分工问题，特别对消防验收相关流程进行了明确。后续我们省内已经建成一大批的项目，基本上在这方面可以解燃眉之急。
第二，强化储能支撑的效果。明确它在整个电力系统当中的责任和义务，重点明确储能在电力系统安全稳定保障上的地位和责任，里面有要求并网电压等级在10千伏以上的新型储能项目，要求具备向调度上传运行信息、接受调度的要求，在电力系统遇到安全稳定问题的时候接受电力系统统一调用。
第三是理顺纳规管理流程。我们以前新型储能项目立项的时候更多是向省能源局报送项目，或者向市发改报送，由市发改统一报到省内源局这种情况给大家带来什么困扰？政府很难经常性的调整项目规划，大家如果有新项目想投产，需要等待窗口期。以后新的办法里面建立起了省级定规模，地市排计划的流程，地市根据省一级能源局各个地市的发展规模空间，每年制定年度的建设计划需求。每年，甚至隔几个月有滚动的条件。我们也是希望通过这种方式推动各个地区的新型储能按照电力系统的实际需求有序的进行发展。
协调方面我们提出了接网方案的要求，更希望储能建设不要出现扎堆的情况，或者出现项目立项的时候对于电网实际接入条件没有过多考虑的情况，促进网储两者进行协调的发展。
最后简单汇报新型储能商业模式和经济性。主要针对浙江的情况介绍。目前我们梳理电网侧储能可以参与的盈利模式主要有4种，包括补贴，临时的充放电价格，再有容量租赁，再有第三方独立主体辅助服务市场。
容量补贴这个方面，如果2024年6月实现投产，5万千瓦的电网侧储能前三年获取的补贴大概2700多万，如果后续相应的财政补贴政策顺利出台，相应的补贴收益比较可观。电量收益基本的规则已经讲过了，考虑了15%损耗的前提下全年按照300天，两充两放，基本上一年收益超过900万，这两个加起来有3000多万的收益了。再加上第三方独立主体的收益以及容量租赁的收益，已经可以保障省内相应的电网侧储能项目在市场常态化运行前已经具备了成本疏导的能力。
现货市场常态化开启以后，在大家坚持市场当中进行健康竞争的态势下，我们相信相应的盈利能力会再上一个台阶。
用户侧储能不用讲了，用户侧储能度电收益一直是非常高的。用户侧储能目前发展的态势大家是看得到的。
最后我简单讲一下，之前听各位专家领导介绍的时候有一点疑惑，这个题目似乎并不是特别适合在这个展厅讲。后来听着大家都关注系统和储能怎样配合的问题，似乎又合情合理了。在这样的角度下，到现在的时间点，浙江电力系统的建设已经和“十四五”初期的时候完全不一样了。“十四五”初期我们迫切的需要新型储能实现从无到有的突破，当时我们努力推动大家建设新型储能。到了现在的阶段，当新型电力系统建设和新型储能的发展步入了新的阶段之后，这种规模导向的发展模式已经不能完全适应行业健康发展的需要。
要进一步增强新型储能对新型电力系统建设的支撑作用，只有把这种支撑作用发挥到了优秀的地步，我们从调度的角度上讲也好，还是政府推动的角度讲也好，才会觉得继续提升对新型储能相关成本进行疏导的力度是可以接受的、有必要的，我们新型储能才会有更大市场规模空间。
因此，为了进一步推动行业的健康发展，需要在座的各位一起合力推动新能储能的发展思路，从“有储可用”向“为用而储”进行换挡升级，重点是安全要保障，同时布局要与电力系统实际需求相匹配。
希望通过新型储能建设的够多、够好，能够更有效支撑浙江新型电力系统省级示范区的建设，甚至通过这样一个充满朝气的产业，来进一步推动新质生产力的培育和发展。
以上是我汇报的全部内容，谢谢大家。
