装机3GW，带动百亿市场！浙江储能迎来黄金时代（头条观察）
储能模式多点开花
浙江储能发展正当时
除政策支持外，浙江积极探索储能发展模式，努力激活储能资源价值。目前，浙江已催生出“新能源+储能”、用户侧储能、液冷储能、抽水蓄能等多种模式，实现多点开花。
在新能源+储能方面，浙江政策先行推进新能源+储能发展。2021年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。这是浙江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。
浙江省还加快了新能源+储能项目的建设，近日，浙江省首个“光伏发电+熔盐储热+液流储电”项目在杭州市钱塘区西子航空园区“零碳工厂”投运。项目建有容量6兆瓦屋顶光伏电站，装有年消纳电能974.4万千瓦时的熔盐储热装置和容量400千瓦时的液流电池，预计全年可减排二氧化碳1.25吨，实现园区全生命周期零碳排放。
浙江省作为工业活动较发达、峰谷电价差较大的省份，成为用户侧项目投资经济性较高的区域。在2023年3月电网代理购电价中，浙江省最大峰谷价差为0.9679元/kWh（一般工商业1-10kV）。
2月浙江备案储能建设项目以工商业用户侧储能为主，24个用户侧储能项目总规模约总规模约25.97MW/92.87MWh，涉及投资金额约1.47亿元，储能时长配置以2小时为主。
浙江省在储能技术方面也有所突破。3月7日，浙江省规模最大、技术最先进的新型储能项目——新昌高新园区储能电站并网成功。
该项目是浙江省首批“十四五”新型储能示范项目，由中国电建所属华东院总承包，采用了国内最先进的集成和温控技术，具有高安全、长寿命、高集成等优势，满足户外20年可靠性运行要求；采用一体化高效液冷系统，相比常规风冷，功耗显著降低，兼具安全性和经济性；通过模块化高集成设计，占地面积节省达35%以上。
除此之外，抽水蓄能因其技术成熟、度电经济、运行可靠、储电安全、具有大规模开发潜力等优势成为储能产业的基石。而浙江能源矿产匮乏，但水力资源丰富，拥有发展抽水蓄能的天然禀赋和现实需求。
2022年5月，浙江省发展改革委、省能源局关于《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）中明确“十四五”重点实施29座、总容量3330万千瓦。
近年来，浙江省积极布局抽水蓄能。1月17日，浙江紧水滩抽水蓄能电站开工建设。电站装机29.7万千瓦，设计年发电量2.97亿千瓦时。目前浙江在运抽水蓄能电站总装机668万千瓦。
尽管浙江省发展储能产业占据了天时、地利，但要想大规模建设储能仍有许多难题待破解。
目前，储能的商业模式尚未成熟。虽然，“新能源+储能”的模式开始在全国范围内得到有效推广，成为了解决新能源在大幅装机下消纳难题的一把钥匙。但根据中国电力企业联合会披露的数据显示，新能源配储能利用系数仅为6.1%，可见，“新能源+储能”的应用效果并不理想。业内专家认为，“新能源+储能”模式不但未能产生较好的经济效益，反而加重企业负担。
除此之外，用户侧项目的开发难度较大，受限于用户筛选、用户用能分析等多方面因素，短期内大范围铺开可能性不大。尽管浙江省多地对用户侧储能给予补贴，但多数政策设置有补偿年限或补偿上限，仅能作为储能项目开展时收益的补充。储能电站长久可持续发展还需依靠市场化的机制。
在此背景下，如何突破行业限制、打破产业发展壁垒成为当前待解决的难题。4月21日，由浙江省光伏产业协会会同【国际能源网】全媒体平台、国能能源研究院组织召开“2023浙江光储产业发展论坛”在浙江杭州举办，届时，行业专家、企业代表将共同分享光储产业发展思路、产业未来、技术路径、示范项目等。