浙江在线4月28日讯（通讯员 张正华）4月25日，衢州江山上余65兆峰瓦地面光伏电站储能项目通过接入系统方案评审，正式按发电装机容量的10%配置储能，意味着衢州清洁能源消纳长效机制高效落地。

　　早在2月2日，衢州市发改委就印发了《关于加快建立衢州市清洁能源消纳长效机制的通知》，探索建立“源网荷储一体化”清洁能源消纳长效机制。

　　这也是全省首个由地方政府出台的“新能源+储能”配套政策，为构建以新能源为主体的新型电力系统赢得先机，为省域新能源发展和消纳提供借鉴。

嘉兴油车港光伏电站｜陈景青 摄

　　该通知就多维度提升电力系统灵活性、推动新能源发电方式创新转型、开展“市（县）源网荷储一体化”建设提出了指导性意见，鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，合理优化区域中风电、光伏、电储能配比和系统设计，原则上要求储能按照发电装机容量的10%配置，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。

　　3月19日，海宁市发改局出台《关于推动源网荷储协调发展，促进清洁能源高效利用的指导意见》，鼓励新能源发电企业积极承担电力系统辅助调节责任，建设新一代电网友好型新能源电站，合理配置储能，提升新能源发电稳定性，促进新能源高效消纳利用，原则上按照新能源项目装机容量的10%配置储能，并探索多元融资方式。除衢州、海宁外，浙江文成、仙居、湖州等地政府也先后出台政策，支持新能源项目按照10%装机容量配置储能，推动新能源+储能模式发展。浙江多地出台新能源+储能的政策，是对中央大力发展新能源的一种呼应。那么，多地出台政策，对新能源发展意味着什么？

　　新能源令人“又爱又恨”

杭州建德市三都镇漂浮式渔光互补光伏电站｜丁豪 摄

　　虽然发展新能源已经成为共识，但新能源却令人“又爱又恨”。以浙江为例，近年来，浙江新能源装机容量持续增加。至2020年底，新能源装机容量达到1702万千瓦，占电力总装机容量的16.8%，最大出力超过1000万千瓦，成为浙江第二大出力电源。国网浙江电力预测，未来浙江电力能源结构将发生“翻天覆地”的变化，从煤电为大，油电、气电和新能源为小的“一大三小”，转变为煤电、油电、气电为小，新能源为大的“三小一大”。但清洁能源特别是分布式光伏、风电的间歇性给电网运行造成巨大困扰。夏季白天用电高峰期间，风力较小，风电未能有效支持应对负荷高峰，晚上用电负荷较低时，风机却迎来发电良机。为确保清洁能源100%消纳，白天用电高峰时期，需通过燃煤机组等填补风电供电缺口，夜晚用电低谷时期，优先满足风电接入，造成燃煤机组未能最大程度发挥效率，同时，增加低效率备用燃煤机组建设投资，造成资源浪费，这与国家促进能源行业低碳发展的初衷是相违背的。此外，新能源的大规模输出，加剧了电力输送通道紧张局面，短期内对电网调度运行造成巨大压力。因此，新能源发电于电网运行而言，并不能称之为优质电源，传统电网行业对其“又爱又恨”。处于能源转换核心的电网对其“心存芥蒂”，也在一定程度上影响了行业发展新能源的积极性。因此，以新能源配套储能项目，让新能源发电“成功洗白”，成为行业讨论的热点。

金华换流站 ｜徐昱 摄

　　此前，国家相关部委负责人曾经表示，在风光占比大幅增加的情况下，要有足够的、对应的应急备用和调峰能力，风电、光伏发展必须配套储能，鼓励市场主体通过自建和购买储能或应急调峰能力来并网。国家电网公司在碳达峰、碳中和行动方案中也提出，要推广应用大规模储能装置，提高系统调节能力。4月21日，国家发改委和能源局公布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式，其中电源侧储能是第一位，这意味着新能源电站配置储能项目将大面积试点。

　　破解新能源发展之困 政策层面需要破局

黄岩优能风电场｜王跃国 摄

　　着力打造改革开发的先行地浙江，始终坚持引领风气之先，打创新牌。作为根植于浙江土壤的国网浙江电力，也始终走在能源转型发展的前沿。国网浙江电力加快探索开展能源互联网省域实践，提出以多元融合高弹性电网为路径，大规模储能为必要条件，源网荷储协调互动为关键举措，着力实施两个替代（清洁替代和电能替代）、两个融合（数据融合和价值融合），破解新能源发展的难题，加快打造以新能源为主体的新型电力系统浙江样板。但正如该公司《能源互联网形态下多元融合高弹性电网专项工作方案》中提到的，储能侧可利用设施配置少、难利用、无政策，这是目前储能发展的几大难题。全国政协常委、正泰集团董事长南存辉此前接受采访时提出，目前政策层面存在的一些规定一定程度上抑制了储能成本通过输配电价进行疏导，影响了相关企业建设储能电站的积极性，制约了储能技术的扩散应用和产业持续发展。此外，储能项目如果单纯由源网荷单一主体开展，将极大地增加其运营压力。

湖州长兴县吕山乡“新能源+储能”项目正式投运｜谭云俸 摄

　　从以煤电为主体到以新能源为主体，能源向零碳转型是有代价的。能源转型过程中很重要的一个点，是要平衡好政府、能源行业、用户之间的诉求，即处理好源、网、荷、储以及政策、市场之间的关系，确保能源行业安全稳定运行，这样方能为用户提供更加清洁、优质的电力服务。过去一年，国网浙江电力积极开展多元融合高弹性电网建设的技术探索，在动态增容、短路电流控制等技术上取得了一定突破，并开展了相关实践，但困扰储能发展的体制机制和政策问题，一直未能取得重大突破。恰逢此时，中央碳达峰、碳中和要求和国家电网公司碳达峰、碳中和行动方案为高弹性电网建设的体制机制和政策突破提供了良好机遇，创造了良好环境，诸多政策呼之欲出。国家发改委和能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为鼓励储能发展提供了政策依据。国网浙江电力鼓励基层各单位从政策、市场、技术等多维度探索新能源+储能模式，助力省内新能源的发展。今年以来，衢州、海宁、文成、仙居、湖州等地政府先后出台政策，支持新能源项目按照10%装机容量配置储能，至此，省内部分地区新能源配套储能项目的开展，正式有了政策依据。

工作人员正在对“新能源+储能”项目蓄电池单节电压进行检查｜汤天承 摄

　　新能源配套储能政策 催动新能源破茧发展

　　目前，全国部分地区随着分布式电站的普及，电网能承受的余电上网负荷已达上限，造成部分光伏项目并网困难，如果能配套储能，错峰消纳或错峰接入，将减轻电网运行压力，也能更好地发展光伏发电项目。4月23日，浙江首个电源侧储能项目在长兴县投运，项目通过在光伏电站就近建设储能电站，在谷电时间段进行充电，峰电时间段放电，这样可以在峰电时段以谷电的价格用电，降低企业用电成本，同时缓解高峰时段用电紧张。

江山上余渔光互补光伏电站｜黄俊 摄 

　　政策出炉只是催动储能爆发式增长的引子，最终要实现倍增，电池成本、技术等是企业需要直面的问题。对新能源企业来说，配套储能关键是技术储备，需要与消防、电力、发电企业加强合作，确保电站运行安全。而国网浙江电力将探索与新能源发电企业合作开展可调节能力测试等，补强新能源随机性强、波动性大和抗扰动能力差的短板，提高电网清洁能源消纳能力，丰富储能参与电网联合调频辅助服务应用场景，为新能源发展中遇到的问题提供解决方案，助力清洁能源消纳和浙江高质量提前碳达峰。

　　新能源配套储能政策的出炉，影响最直接的当属新能源发电企业。4月22日，浙江光隆能源科技股份有限公司技术副总监翟孙华在接受采访时表示，从企业角度看，随着分布式光伏发电的补贴退坡，光伏电站的收益大幅减少，有条件的分布式电站业主单位如果能同时配套储能，在增加直接收益的基础上，还可摊薄电站的业务、运维等成本。目前，光隆能源科技正在开展嘉兴首个新能源+储能项目建设。在嘉兴海宁，当地政府、供电公司在出台和执行政策的基础上，给予新能源配套储能项目极大的支持。政府协助沟通企业业主，配合提高建设速度。供电公司主动了解项目开展过程中的电力设备设施相关设计，探讨项目技术问题，加快项目进程。翟孙华表示，在企业积极开展电源侧储能项目建设的同时，希望政府层面出台实质性鼓励政策，开展补贴，也希望储能在参与调峰时，也同需求侧响应一样，享受补贴。据了解，国家发改委、能源局已明确，将建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，同时，完善电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间，而电源侧储能的价格以及补贴尚未明晰。

10千伏雉城储能电站正式并网投运｜汤天承 摄

　　政策出炉只是催动储能爆发式增长的引子，最终要实现倍增，电池成本、技术等是企业需要直面的问题。对新能源企业来说，配套储能关键是技术储备，需要与消防、电力、发电企业加强合作，确保电站运行安全。而国网浙江电力将探索与新能源发电企业合作开展可调节能力测试等，补强新能源随机性强、波动性大和抗扰动能力差的短板，提高电网清洁能源消纳能力，丰富储能参与电网联合调频辅助服务应用场景，为新能源发展中遇到的问题提供解决方案，助力清洁能源消纳和浙江高质量提前碳达峰。