给电网装“水箱”

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。

宁波电网侧储能朗辰储能站，每天最高可提供约100兆瓦时错峰电量。通讯员 吕洪波 摄

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？

01

“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。

景宁金包山村光伏发电基地。通讯员 季维娜 摄

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%。

杭州市桐庐经济开发区，工人们正生产户用储能逆变器。图源 视觉中国

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。

02

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。

国网温州供电公司员工在乐清湾共享储能电站现场对蓄电池柜进行并网前安全巡视。通讯员 黄慧慧  摄

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。

正在建设中的浙江缙云抽水蓄能电站。通讯员 楼拓斌 摄

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。

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