储能行业-市场前景及投资研究报告-浙江新型储能发展规划与配套政策-培训课件

浙江新型储能发展规划与配套政策机制研究目录页PAGEDIRECTORY1234浙江省新型储能发展现状浙江省新型储能发展规划浙江省新型储能政策机制新型储能商业模式与经济性浙江省新型储能发展现状01（一）基本概念n

基本概念新型储能项目是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目，以电化学储能项目为主。根据《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》意见，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目，作为独立主体参与电力市场。储能种类定义投资主体成本疏导方式装设在火电、风电、光伏等电源厂场（厂）区内，直接接入厂站内部电力设施的新型储能设施减免考核费用联合参与电力市场电源侧储能多为电源主体替代性储能-探索通过输配电价回收电网侧储能目前：通过容量补贴、临时充放电价差、容量租赁及第三方辅助服务市场回收；未来：通过市场化收益回收直接接入公用电网的新型储能设施独立储能电站社会资本在用户内部场地或相邻建设的，直接接入用户内部配电设施的新型储能设施多为用户主体或专业投资运营商用户侧储能通过峰谷价差套利回收4注：参照《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》（浙能源〔2024〕6号）（二）发展背景120001000080006000400020000风、光新能源装机快速提升：截至2023年底，全省风光新能源装机规模超过3900万千瓦，比重已达省内电源装机的30.2%。负荷峰谷差不断扩大：2023年浙江最大峰谷差3058万千瓦，峰谷差率高达34.4%，是国网经营区内峰谷差最大的省份之一。20152016201720182019202020212022常规水电

抽蓄

煤电

气电

核电

光伏

风电

其他浙江省各类电源装机变化情况102100尖峰化特征愈发突出：全年达到最高负荷95%、97%以上的小时数占比仅为1.16%、0.26%，尖峰负荷出现频次低、持续时间短、电量占比低。达到最高负荷97%以上达到最高负荷95%以上80604044264416297278231613620

796020152016201720182019202020212022浙江全年达最高负荷95%、97%以上小时数5（三）发展现状n

整体现状规模增长提速：“十四五”期间，浙江省新型储能项目建设稳步推进，截至2023年底，我省建成投产新型储能约108万千瓦，其中2023年下半年建成约76万千瓦，超过此前历年累计总规模的两倍。应用场景全面：浙江新型储能广泛应用于源网荷三侧，在火储联合AGC调频、支撑新能源消纳、参与系统调峰、提供系统备用、优化负荷曲线等方面发挥出优异效果，其中用户侧储能为主要应用阵地，装机规模超过63万千瓦，占总装机的58%。技术路线多元：投产和推进项目以磷酸铁锂电池为主要路线，同时涵盖铅炭电池、飞轮储能、氢储能、熔盐储能等多种方案。6浙江省新型储能发展规划02（一）发展目标n

发展规划2022年5月，浙江省、能源局发布《浙江省“十四五”新型储能发展规划》，明确“十四五”建成新型储能装机规模300万千瓦左右的发展目标；提出储备一批储能项目，按成熟一批实施一批原则，分年度纳入建设实施方案。n

阶段任务2023年8月31日，省能源局发布《关于下达2024年迎峰度夏前新增新型储能装机目标任务的通知》，提出2024年迎峰度夏前新增新型储能装机200万千瓦以上。2024年2月18日，省印发《2024年浙江省扩大有效投资政策》，提出2024年新增新型储能150万千瓦。8（二）形势变化近年来，随着省内电力电量消费快速增长，清洁煤电、抽水蓄能等支持性、调节性电源加快布局，我省新型储能发展空间及规划布局分析边界较“十四五”初期已发生较大变化。2024年2月，省发展改革委、能源局联合制定《浙江省能源绿色低碳发展和保供稳价工程2024年实施计划》（以下简称《实施计划》），对相关重大能源项目开工投产作出计划。l

电力消费需求超预期增长进入“十四五”，浙江用电需求保持快速增长，2021年全社会最高负荷、用电量分别达到10022万千瓦、5514亿千瓦时，同比增长8.1%、14.2%，成为继广东、江苏后全国第三个破亿省份。

2022年浙江用电负荷累计26天破亿千瓦，全社会最高负荷实绩10190万千瓦，还原后最高负荷需求10860万千瓦（有序用电1188万千瓦

）；全年用电量5799亿千瓦时，同比增长5.2%。2023年因极端天气减少，浙江全社会最高负荷、用电量分别达到11022万千瓦、6192亿千瓦时，同比增长8.2%、6.8%。“十四五”前三年负荷年均增速达到5.95%，基本实现电力规划目标；电量年均增速达到8.6%，远高于原电力规划预测的5.4%。9（二）形势变化l

新能源迎来爆发式增长浙江省可再生能源“十四五”规划计划新增风电、光伏分别为450万千瓦、1200万千瓦以上。到2025年，全省风电、光伏装机容量分别达到640万千瓦、2750万千瓦以上。实际截至2023年底，全省风电、光伏装机分别为584万千瓦、3357万千瓦，提前两年半实现规划目标。《浙江海上风电发展规划（2021-2035年）》：嘉兴60舟山东部600舟山247本轮电力中期评估，浙江省计划调整到2025年全省风电、光伏装机分别达到704万千瓦、3735万千瓦，分别调增64万千瓦、985万千瓦。温州620近海风电温州1100中远海风电象山500宁波316台州253台州60010（二）形势变化l

抽水蓄能加速开发天荒坪长龙山2022年5月，基于《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，省能源局编制印发《浙江省抽水蓄能中长期发展规划项目调整报告（2021～2035年）》（征求意见稿），合计纳入大型抽蓄站点共计39座、4950万千瓦。桐庐建德截至目前，浙江已建成抽水蓄能5座，装机668万千瓦，核准大型抽蓄15座、中小型抽蓄2座，总装机超过2000万千瓦。根据《实施计划》，2025年浙江抽蓄装机容量将达到988万千瓦，至“十五五”末将超过2300万千瓦。至2035年，全省抽蓄规模有望达到3000万千瓦左右。宁海磐安桐柏柯城江山浦江天台仙居永嘉衢江松阳缙云青田2023年4月，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，要求科学研究分析未来合理需求，有序开展新增项目纳规工作。景宁文成泰顺已投产庆元在建/核准计划核准抽水蓄能与新型储能协同发展、各取所长的发展格局正加速形成。11（二）形势变化l

煤电灵活性不断提升安吉燃气150嘉兴四期200鱼山132目前省内核准在建及纳规煤电总计1932万千瓦，较“十四五”电力规划新增1300万千瓦，根据《实施计划》，2025年浙江煤电装机容量将超过6000万千瓦。同时，大型燃煤机组灵活性改造等“三改联动”措施持续推进，深度调峰能力显著增强。北仑四期200舟山燃气150舟山三期132宁波燃气150六横二期200金塘岛煤电132台二二期200金华燃气150临海132l

调节性气电建设持续推进规划新增容量700万千瓦，其中大型9H燃气机组共计600万千瓦，根据《实施计划》，舟山、安吉、金华3个气电项目、共计468万千瓦将于“十四五”期间投产。玉环四期200乐清三期200龙港二期200目前已明确煤电、气电纳规项目

12（三）需求场景n

电源侧电源侧重点考虑保障新能源消纳、提升新能源调频能力、提升常规电厂调节性能场景。03保障新能源消纳提升新能源调频能力提升常规电厂调节性能由于新型电力系统形势下，新能源出力的随机性、波动性与反调峰特性在特殊时段对电力供需平衡产生了影响，系统供需动态平衡的保障与否直接决定了消纳新能源电力电量的上限，因此本场景属于“结构性需求”，在实际运营中建议通过共享储能等模式在电网侧配置。《电力系统网源协调技术规范》（DL/T1870-2018）中提出新能源（风电场、光伏发电站）一次调频技术指标，“一次调频的最大负荷限幅：应不小于额定负荷10%，且不得因一次调频导致风电机组脱网或停机”。《并网电源一次调频

技

术

规

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T40595-2021）提出，“当系统频率低于额定频率时，新能源场站应根据一次调频曲线增加有功功率输出，一次调频功率变化幅度限制设置应不小于6%运行功率”，属于“结构性需求”。可通过新型储能与煤电机组联合建设运营提升调频竞争力，可优先考虑对省内60万千瓦级以上存量机组进行配置。该场景属于“改善型提升”场景，发展空间向建设需求转换动力较弱。13（三）需求场景n

电网侧电网侧重点考虑满足电力系统调峰需求、缓解电力供应硬缺口、提升应急备用能力三个场景分析其发展空间。03满足电力系统调峰需求缓解电力供应硬缺口提升应急备用能力根据《实施方案》，至2030年浙江抽蓄装机将超过2300万千瓦，按50%比例分电华东，叠加传统煤电项目“先立后改”“三改”联动工作，浙江省“十四五”期间全省层面无以调峰为单一用途的储能发展需求；根据2023年负荷实测日数据，浙江全省53座500千伏变电站中，下送功率日峰谷差率超过40%的有27座，分布在9个地市中，地方层面调峰能力仍有待加强。由于大型电源建设周期及短时负荷超预期增长，2024年浙江存在最高近千万千瓦的电力缺口。至“十五五”，随着支撑性电源逐步投产，浙江电力供需可维持基本平衡。因此，本场景为“阶段性矛盾”场景，相关储能设施建设需统筹考虑全生命周期利用效能，建议与其他场景复合使用。包括重要活动重要场所保电、灾后紧急保障、电源黑启动等，该应用场景属于“结构性需求”。14（三）需求场景综上，就目前发展态势看，电源侧、电网侧储能建设需求主要在省内风光集中送出点以及峰谷差大、负载率高的负荷中心区域，需求点基本固定；而用户侧储能因单个项目规模小、适配性强、盈利预期较高，发展分布更为灵活。n

用户侧用户侧储能具有特殊性，其发展空间一方面需要考虑电力系统安全稳定运行的技术需求，作为电源侧、电网侧储能的补充实施负荷侧需求管理、缓解电力供应硬缺口或作为重要场所/负荷应急备用；另一方面由于其发展为“市场化驱动行为”，还受用户经济性预期的深刻制约，用户可通过加装储能来节省容量电价，并进行峰谷价差套利，需要预先考量设施建设的全生命周期的经济性。根据浙江能源电力发展现状和规划布局，省内新型储能发展应聚焦结构性需求，兼顾解决阶段性矛盾和推动改善型提升。推动新型储能与抽水蓄能、燃气发电等调节性电源协调发展；统筹考虑全域供需平衡，以及区域性、时段性调节需求。15浙江省新型储能政策机制03（一）支持政策n

电网侧示范项目支持政策临时电价政策：根据《关于加快推进浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目建设的通知》（浙发改能源函〔2022〕577号，以下简称《通知》），“在电力现货市场运行前，电网侧示范项目可委托电网企业代理购电，充电电价按相应电压等级的一般工商业及其他用电价格执行，上网电量按燃煤发电基准价执行。电网侧示范项目向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加”。由此，电网侧示范项目上网电价为省内燃煤标杆电价0.4153元/千瓦时，充电电价为低谷电价核减输配电价和政府性基金附加，参考2023年9月公司代理购电价格，为0.1814元/千瓦时（35千伏及以上）。17（一）支持政策n

电网侧示范项目支持政策容量补偿政策：根据《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（浙发改能源〔2021〕393号文，以下简称《意见》），过渡时期调峰项目（年利用小时数不低于600小时）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡）。n

电网侧示范项目准入条件发挥调峰作用的新建储能示范项目：接入电压等级为10千伏及以上，功率不低于5万千瓦，额定功率下连续放电时间不低于2小时。采用锂电池的新建电化学储能电站：原则上交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%、充放电次数不低于6000次；其他形式储能电站按照“一事一议”原则确定。18（二）配套电价机制n

电价机制根据《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》（浙发改价格〔2024〕21号），在2021年调整的基础上，进一步增强了季节性的峰谷时段精准调控。按照浙江3月电网企业代理购电电价表，1～10（20）千伏大工业尖峰为1.1353元/千瓦时，低谷电价为0.3096元/千瓦时，峰谷价差为0.8257元/千瓦时。19（三）配套市场机制浙江省电力现货市场目前尚未常态化运行，且新型储能参与中长期市场相关机制仍未出台。近期，浙江省新型储能可考虑通过两个细则和第三方独立主体辅助服务获取收益。n

能监办两个细则（尚未正式开始结算）2022年8月，国家能源局华东监管局发布了《华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）》和《华东区域电力并网运行管理实施细则（模拟运行稿）》，对并网主体参与电力辅助服务市场时的考核管理、补偿分摊做出了详细的规定，其中第一次明确了调频市场的容量价格（360元/兆瓦·月）和里程价格（3元/兆瓦）。20（三）配套市场机制n

第三方独立主体参与辅助服务政策为引导第三方独立主体参加电力辅助服务，省能监办2022年12月发布《关于开展浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务第一次结算试运的通知》，明确新型储能等容量5兆瓦以上，持续响应时间1小时以上的第三方独立主体，可以为系统提供旋转备用、削峰调峰、填谷调峰辅助服务。2023年2月，能监办发布《关于浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务有关事项的通知》（浙能监市场〔2023〕1号），明确浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务结算试运行自2023年2月1日起转入常态化运行。收益渠道削峰调峰填谷调峰旋转备用服务价格（元/兆瓦时）0~10000~320调用补偿：1021（三）配套市场机制未来，随着浙江省新型储能参与电力现货市场相关机制逐渐成熟，可考虑参与电能量市场与调频辅助服务市场获取收益。n

电能量市场现货市场市场常态化运行后，n

调频辅助服务市场现货市场市场常态化运行后，储能可参与辅助服务市场通过提供调频辅助服务获取收益。根据2020年7月份浙江省第三次电力现货市场连续试运行结算数据，电力辅助服务市场平均调频容量出清价格为78.46(元/MW)/h、调频里程出清价格为8.51元/MW。储能可参与电能量市场通过谷时购电峰时售电获取价差收益。根据前期浙江现货市场模拟试运行经验来看，浙江现货市场峰谷价差水平与集中竞价结果相比较为有限。22（四）新能源配储政策n

配储要求2023年9月，省能源局印发《关于做好新能源配储工作推动新能源高质量发展的通知》，要求自2024年1月1日起全省新增并网的风电、集中式光伏项目，需按照不低于装机容量的10%、时长2小时配置储能设施。n

配储方式宜以共建、租赁方式为主，自建方式为辅。要求自建方式配储应与新能源项目同步投运，租赁、共建方式配储应在新能源项目投运前签订租赁(容量分配)合同。在签订租赁(容量分配)合同后，应于10个工作日内向省能源局、省能监办和省电力调控中心报备。可分期租赁，每期租赁期限一般不少于5年。23（五）补贴政策地市

区域杭州

萧山政策主体补贴规模政策原件浙江已形成省、市两级互补的储能补贴政策体系，对不同规模、不同类型的储能设施实现了补贴覆盖。“十四五”期间建成年利用小时数不低于600

按储能功率300元/千瓦给予投

《杭州市萧山区电力保供三年行动小时的区统调储能项目资经营主体一次性补贴方案（2022-2024）》实际投运的分布式储

按照实际放电量给予0.8元/千

温州市制造业千企节能改造行动方市域能项目瓦时的补贴案（2021-2023）温州按照实际放电量给予0.89元/千

乐清市人民政府电力用户侧储能建瓦时的补贴，项目投入运行后

设工作专题会议纪要（〔2021〕47省级层面发布《示范实施意见》，针对功率不低于50MW的电网侧调峰示范项目，按200、180、170元/千瓦给予三年退坡补贴。目前，省内正在进一步研究电网侧储能容量补贴及财政补贴落实机制。温州、嘉兴、绍兴、金华、丽水、舟山等地市先后出台地方性新型储能补贴政策，重点针对用户侧、分布式储能给予电量或一次性补贴。乐清市用户侧储能项目连续补贴3年。号）接受统一调度的调峰

按200、180、170元/千瓦退坡，项目（年利用小时数

已领取省级补贴的不再重复发海宁尖山关于加快推动新型储能发展的实施意见(海发改〔2021〕292号)不低于600小时）制造业企业投资300万放嘉兴给予实际设备投资的10%限额

《海盐县贯彻承接落实方案（征求海盐县

元及以上的新型储能电站400万元的一次性补助意见稿）》关于印发柯桥区整区屋顶分布式光按每千瓦时储能能力100元发放

伏开发试点实施方案的通知（区委非户用分布式光伏项目配套储能设施柯桥区诸暨市一次性补助办〔2021〕77号)绍兴关于印发《诸暨市整市推进分布式按每千瓦时储能能力200元发放

光伏规模化开发工作方案》的通知一次性补助

（诸政办发〔2022〕26号）分布式光伏配套储能设施接受电网调度的用户

按照峰段实际放电量给予0.25元

义乌市用户侧储能系统管理办法金华

义乌市侧储能系统/kWh补贴，补贴两年（试行）参与削峰填谷的，按实际放电实际投运的分布式储

量给予0.5元/千瓦时的补贴；谷经济技丽水

术开发区关于印发《丽水经济技术开发区推动经济稳进提质工作实施方案》的通知（丽经开〔2022〕55号）能项目电时段接受电网调度的，额外给予1.0元/千瓦时的补贴。每建成投运1个新型储能项目，

《舟山市普陀区清洁能源产业发展补助资金30万元

专项资金实施管理办法》舟山

普陀区新型储能项目24（六）项目管理2024年2月，省能源局正式印发《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》，明确我省新型储能项目规划、备案、建设、并网、运行、安全以及监测等全流程管理规范，厘清管理职责和边界。n

强化规划计划和调用管理n

明确职责边界明确了能源主管部门、生态环境部门、住建、规划决策上，建立了“省级定规模，地市排计划”的项目纳规流程，明确由省发展改革委(能源局）确定规划发展目标、规模布局，各设区市组织安排项目、提出年度建设计划需求，促进各地区储能按需有序发展，推动新型储能布局更好契合电力系统安全稳定发展需要。网源协调上，提出项目在申请纳入年度建设计划前，须委托开展可行性研究并就电网接入方案咨询电网企业意见，促进储能发展与电力系统接入能力相匹配。消防、应急管理等部门职责分工，确定了项目质量、消防、环境等专项验收责任部门，推动解决目前省内储能项目消防验收难、设备质量监督不强等问题。n

强化储能支撑效果明确储能在电力系统安全稳定运行保障上的突出地位与责任，要求并网电压等级10千伏以上的新型储能项目应具备向调度上传运行信息、接受调度指令功能，必要时应接受电力调度机构统一调用。25新型储能商业模式与经济性04新型储能商业模式与经济性目前，浙江省电网侧储能可以参与的盈利模式包括容量补贴、电量收益（需纳入示范项目）、容量租赁及第三方独立主体参与辅助服务。n

容量补贴根据《意见》及相关补贴落实机制，2024年6月前投产、容量为50兆瓦/100兆瓦时的电网侧项目前三年共计可获得补贴2750万元。若顺利取得财政补贴，补贴收益将更为可观。n

电量收益建设规模为50MW/100MWh的电网侧示范项目，按年运行300天，每日二充二放进行测算。充电电价：充电电价执行35kV及以上一般工商业的低谷电价（以2024年3月公司代理购电价格为例，公告价0.3843元/kWh），则储能充电电价为0.3843-0.1770（输配电价）-0.0292（政府基金）=0.1781元/kWh。上网电价：按燃煤发电基准价为0.4153元/度计。度电收益：在计算电站15%损耗的前提下，度电收益约为0.1749元/kWh。全年电量收益超过900万元。2