据国网浙江经研院副院长孙可介绍，“浙江正加快储能发展步伐，力争2025年建成并网新型储能200万千瓦，规模将提升一个数量级。”他表示，国网浙江电力正协同各方推进解决储能发展运营中的运行模式单一、状态评估手段缺乏、安全防控体系不完善及市场交易机制不健全等问题，促进产业发展形成良好生态，以充分发挥储能在新型电力系统中的作用。

今年以来，国网浙江电力以打造国家电网新型电力系统省级示范区为契机，积极探索新型储能发展的应用场景和商业模式，努力激活储能资源价值。目前，浙江已催生出“新能源+储能”联合运营、共享储能、储能并网“一站式”服务等新业态新模式，实现点上开花。

政策先行，今年年初，浙江衢州市率先出台全省首个“新能源+储能”支持政策，明确新能源企业优先采用租用或购买服务等形式配用储能，发挥储能站“一站多用”共享功能。9月，海宁市出台指导意见，鼓励新建的新能源项目按10%-20%配置储能，储能时长不少于两小时。

在宁波，各区县个性化支持政策相继推出，在部分区县深化政策细则，鼓励已建成光伏项目增配储能，杭州湾新区发文要求不低于装机容量20%配置储能、储能时长2小时及以上。浙江兰溪市从储能系统建设成本、运维成本、运营收益三个维度，促进储能市场化定价机制建立，形成乡村助推型、大众普惠型、共享收益型三类商业套餐，通过“行政+市场”储能配额发展机制，降低新能源用户配置储能的技术门槛、经济成本和安全风险。

绍兴市上虞区立足用电数据构建“储能潜力指数”，挖掘潜在的储能意向用户及效益较高的储能建设场景。湖州市探索拓宽储能成本疏导路径，当地供电公司与以环保为主业的央企签署战略合作协议，打造示范项目，推动储能成本分摊与疏导。

发展新能源，山区的特性影响也非常明显。偏远山区新能源资源富足，但同时电网网架薄弱，现有电网结构尚不能完全满足大规模新能源接入的需要。同时山区土地资源、输电通道走廊资源稀缺，无法完全依靠“大基地+大电网”的方式支持新能源发展与消纳。浙江丽水市在山区的新能源资源集聚地，与开发业主共建“风光水储”一体化能源汇集站，通过储能提升风光水荷跨时空互济能力，减小调峰缺口。

国网浙江电力还密切跟踪储能电站最新技术发展动态，建设新型储能电站标准体系，完善消防安全技术标准。一批新型储能应用试点示范项目正在浙江加快建设中，氢电耦合等典型应用也相继落地。全国首个海岛“绿氢”综合能源系统示范工程在台州大陈岛开建，为可再生能源制氢储能、氢能多元高效互联应用提供示范样板……浙江新型储能产业正逐步迈向规模化。

未来，随着新政《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》的发布，浙江新型储能产业发展还将迎来更为庞大的市场空间。

据新政，浙江将完善制度支撑，优化储能技术标准体系，实现对储能项目运营情况的全方位监督、评价，联合相关部门明确新型储能产业链各环节安全责任主体，强化消防安全管理，提升安全运行水平。

在资金支持上，新政明确对相关项目进行一定补贴，并鼓励各地创新新型储能发展商业模式、研究出台各类资金支持政策，金融投资机构为示范项目提供绿色融资支持，鼓励引导产业资金注入产业，采用多种手段保障资金需求。同时通过支持新型储能作为独立市场主体参与中长期交易、现货和辅助服务等电力市场，确定新型储能参与中长期、现货等电能量市场，调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易机制和价格形成机制等，推动储能逐步通过市场实现可持续发展。

在商业模式上，浙江将支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设新型储能或购买服务；鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务；鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施；推动独立储能建设，研究利用淘汰或退役电源、变电站既有线路和设施建设独立储能电站，鼓励电源、电网、用户侧租赁或购买独立储能设施提供的储能服务。

在电网侧，明确未纳入输配电价核价的已建、新建电网侧储能项目，纳入本次政策支持范围。在用户侧储能建设方面，浙江积极鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求结构。在国网浙江经研院孙轶恺看来，“峰谷价差是储能投资的风向标。分时电价机制的实施，进一步拉大了峰谷价差，也将为储能发展带来更多激励。”

截至目前，浙江已有部分县市出台了地方“新能源+储能”发展政策，支持新型储能示范项目建设。2021年至2023年，浙江计划建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”期间力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标，全社会各方共建共享共赢的电力发展生态有望加速形成。

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