浙江新闻客户端 见习记者 胡静漪 记者 张帆 通讯员 张正华 沈钢 富岑滢 汪冬辉
时势造英雄。新型储能迎来全新的历史使命。
为实现“碳达峰、碳中和”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，新型储能被推升至前所未有的历史高度。
上个月，浙江省发改委发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》，提出“2021-2023年，全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目，‘十四五’力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。”
作为平衡不稳定新能源的“神器”，储能的重要性毋庸赘言。这次，浙江提出两个发展目标，将打造新型储能全产业链。
为什么需要储能？
电流从插座淌出之前经历了什么？它从发电的煤电、新能源电厂诞生，经过电网的层层运输入户入企。
和普通商品的物流不同，电网需要保持安全稳定。“电力是生产和消费实时平衡的产品，所以需要储能作为缓冲，来保障发电和用电之间的平衡。”国网浙江经研院专家孙轶恺说。
“双控”和“双碳”目标实施以来，零排放的风电和光伏等新能源呈现向上的发展势头。今年1-10月，浙江新增电力装机430万千瓦，其中新能源装机容量304万千瓦，占比达到了70.7%。到2025年，浙江计划实现风光发电容量倍增，未来大规模新能源接入电网的情况将会更加普遍。
“风电、光伏都是‘靠天吃饭’，出力具有波动性和不确定性，高比例接入会对电网安全稳定运行造成冲击。”国网浙江电科院专家张雪松解释，局部新能源大规模集中输出还可能加剧电力输送通道拥堵的状况，给电网调度运行带来压力。
另外，夏天是用电的高峰期，不同时段的用电总量起伏较大，也是电力行业的难题。“今年浙江最大峰谷差率有43%，就是说负荷高峰和低谷的差，接近高峰的一半，波动非常大。”相关专家说。
在研发相关技术和优化电网网架之外，电力公司也把目光投向了储能，如果有一块“大电池”，把多余的电存起来、在缺电的时候放出去，无疑给新能源大规模发展和“削峰填谷”提供了后援。
储能并不是一个新概念，浙江的特色是抽水蓄能，在一定的地势条件下，利用谷电把水抽到高处、峰时再放水发电。早在2002年，安吉境内的天荒坪水电站就为华东电网调节电力资源，并产生了较大的经济价值。
“浙江‘七山二水一分田’，有很丰富的抽蓄资源。”专家说，“目前在建的抽蓄有340万千瓦，浙江的定位是打造华东地区千万千瓦级别的储能基地。”
那么如今要发展的新型储能又是什么？“目前阶段新型储能的主体就是电化学储能。”相关专家说，电化学储能，如铅酸电池、锂电池等，建设周期在半年左右；而抽蓄的建设周期在4-8年，在选址阶段对地质和环境有较多要求。“不过未来的主体也可能是氢能、压缩空气或其他形式的储能，所以新型储能是一个更广的概念。”
此前，浙江已经在电化学储能方面有所实践。国网浙江省电力公司已在衢州乡村电网的末端建设储能，在冬季雪灾时用于保障民生用电；也建设了不少应急电源工程，参与亚运等重大活动的保供工作，规模都还不大。
今年2月2日，衢州市发改委出台全省首个“新能源+储能”配套电力支持政策，要求储能设施按照发电装机容量的10%配置。到6月，文成、仙居等全省所有县（区）先后出台相关政策，均提出10%这一数字，给省内新型储能的建设加了一把劲。
新型储能有多少样态？
新型储能的应用场景非常广泛，除了在电网周边布局，发电厂商、用电大户或是独立的储能商都可以自行建设。用电大户也不仅限于工业生产企业，5G基站、数据中心、充电设施（换电站）、电动汽车都可以探索多元化的储能应用。
如今，电动汽车越来越普遍，配套的充电设备也在加快建设当中。绍兴十九峰景区内的电动汽车充电站比较“特殊”，它把电动公交车的退役电池汇集起来“废物利用”，形成储能系统。
充电站的顶棚安装了200余块光伏板，在发电高峰时可以把多余的光伏电能暂存起来，随后由“大电池”为电动汽车充电。
工业企业也可以形成这样的“微网”，嘉兴海宁的光隆能源科技公司在今年6月建设了“光伏+储能”项目，“分布式光伏发电的补贴逐步取消，光伏上网利润微薄甚至亏损，我们光伏电站收益大幅减少。”该公司技术副总监翟孙华说。
配套储能后，公司可以把光伏电能储存起来自己用，冲抵本来要购买的大网工业电。由于工业电价比光伏上网电价要贵很多，这次项目可以在增加直接收益的基础上摊薄电站的业务、运维等成本。
在技术路线层面，除了电化学储能，储氢、熔盐储能，还有其他创新储能技术都在研究和示范应用阶段。相比电能，氢和熔盐都具有能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储等优点。下半年以来，这些新鲜技术已经应用到了多个工业园区。
在杭州钱塘区，国网杭州供电公司正在建设全国首个“杭州亚运低碳氢电耦合应用示范项目”。项目通过电解水技术，将钱塘江畔的风电、光伏发电以及夜间谷电分解为氢气和氧气。
纯化后的氢气进行增压存储，当电力供应不足时用于氢燃料电池发电；新能源发电过多时又可以存储为氢。“氢电耦合”就是让氢能和电能互相“打好配合”。
园区能效管理负责人钱博介绍：“项目投产后，每天最大供氢量可达到200公斤，氢能在发电之外还可供氢燃料汽车直接使用；系统运行产生的副产品氧气和余热，也能用于工业生产线。”综合计算下来，园区的单位产值能耗可下降约22%，每年节约成本约256万元。
“现在高校和企业也在研究钠离子电池、压缩空气储能等，”张雪松说，“应当把抽水蓄能和各种新型储能结合起来综合考虑，最终根据场景和经济性，决定未来的发展趋势。”
如何融入商业市场？
目前，建设新型储能的成本还是比较高的，电网建设的万千瓦级储能工程投资都在千万以上。
为什么会这么贵？除了电池本身，建设用地和运维队伍都是大头。相关专家解释：“电网建设的新型储能，对土地、建筑、消防、运维有更高要求，确实要比用户自建自用的要贵一些。”
这样的新型储能如何盈利呢？“共享储能”模式被寄予厚望。根据10%的储能配置规定，厂商需要各自建设和运营储存电站，但因为缺乏专业运维团队，很可能出现安全隐患；对于电力公司来说，分布式的新型储能也会增加接入电网的成本。
“共享储能”可以采用配额制，“集中建设一个大型的储能，由新能源厂站来购买配额，视同于自身配建。”孙轶恺说，电网负责储能电站的建设运维、调度运行和参与市场，有点类似众筹，“获得收益可以多方共享，我们希望能形成一种可持续的示范模式。”
为给共享储能买卖双方提供便于交易的场所，国网绍兴供电公司搭建了基于区块链技术的“云储能”交易管理平台，类似淘宝、京东等交易平台，通过聚合集中式和分布式储能，形成共享储能资源池，储能购买方可以随时随地筛选购买平台发布的共享储能资源。
在平台上，新能源企业可以购买储能配额，节省配额储能建造成本；用电企业购买储能电量，降低用电成本；储能建造商出租储能，获取租金和电量收益；电网通过平台控制策略，实现储能与新能源协同运行，可谓四方共赢。
而随着电力市场化改革的不断深入，未来电能将逐步向普通商品靠拢，储能的商业模式将更加灵活多样。在未来的辅助服务市场中，可通过提供调频、备用等服务，进一步发挥储能的潜在应用价值。
此次《意见》为满足条件的项目提供容量补偿，未来，浙江将以示范项目带动，形成全省储能材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链，并重点培育杭州、湖州等新型储能产业基地，推动储能商业化应用加快发展。
在这两个地区，天能、超威、南都等储能生产的龙头企业，已经在研究应用多元化新型储能本体和集成关键技术。
在这个百亿级市场里，储能全产业链正在逐步勾连完善。