储能商业化运营的浙江模式与山东路径

储能商业化运营的浙江模式与山东路径

近年来，随着能源转型步伐的加快，储能产业迎来了前所未有的发展机遇。在众多布局储能产业的省份中，浙江和山东凭借其前瞻性的政策引导和创新的商业模式，成为了储能商业化运营的佼佼者。

浙江省在储能产业管理方面走在前列。根据《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》，该省对储能项目实行严格的备案管理制度，电源侧、电网侧以及额定功率5兆瓦及以上的用户侧新型储能项目均需纳入年度建设计划管理。同时，鼓励地方政府建立涵盖备案管理、电力接入和竣工验收等环节的高效便捷服务体系，简化办理流程，提高管理效率。

山东省则在储能政策创新方面树立了标杆。作为全国首个电力现货试点建设单位，山东率先实现了独立储能参与电力现货市场。2021年11月发布的《鲁监能市场函—关于开展山东省电力现货市场2021年12月结算试运行的补充通知》中，独立储能首次被赋予市场主体身份，可以选择参与现货电能量或辅助调频市场。这一突破性政策为储能打开了新的盈利空间，也推动了山东储能产业的快速发展。目前，山东省新型储能规模已达553.8万千瓦，连续两年位居全国首位。

在浙江，用户侧储能项目展现出蓬勃生机。以海宁某厂区的10MW/20MWh工商业储能项目为例，该项目采用了先进的液冷储能系统，通过两套2.5MW/5MWh系统设计，巧妙应对了“全部自发自用”的新政要求。项目不仅显著提升了厂区的电力自消纳比例，还通过削峰填谷有效降低了企业运营成本。

山东则在共享储能领域走在了全国前列。以某100MW/200MWh共享储能电站为例，该项目采用了“容量租赁+调峰辅助服务”的商业模式，收益来源包括电力现货交易、容量租赁和容量补偿电价等。这种模式不仅提高了储能设施的利用率，还为电网提供了灵活的调峰资源，实现了多方共赢。

储能商业化运营模式呈现出多样化发展趋势。其中，业主自投模式和合同能源管理模式最具代表性。

业主自投模式下，企业自行投资建设储能设施，通过峰谷电价差实现盈利。以浙江省某企业为例，该企业投资了一座1MW/2MWh的用户侧储能项目，采用“低-尖”和“低-高”的单日两充两放策略，充分利用峰谷电价差进行套利。根据浙江省现行电价政策，尖峰时段为9:00-11:00、15:00-17:00，低谷时段为11:00-13:00、22:00-次日8:00。基于此，企业通过合理的充放电策略，可在前8年内获得约626.54万元的收益，回本周期约为4.2年。

合同能源管理模式则通过引入第三方投资者来建设和运营储能项目。投资者与企业共享收益，通常有三种利益分享方式：支付租金、按比例分成或提供峰时电价折扣。以葛洲坝石门特种水泥有限公司的储能电站为例，该项目总投资约1500万元，每年可为企业节省200万元的高峰电费，投资方大约7-8年可回本。

展望未来，储能商业化运营将呈现以下发展趋势：

1. 技术创新将持续驱动成本下降和效率提升。随着电池技术的进步和规模效应的显现，储能系统的投资成本将进一步降低，而系统效率和使用寿命将得到提升。

2. 政策支持和市场机制将不断完善。政府将继续出台支持储能产业发展的政策，包括财政补贴、税收优惠等。同时，电力市场机制将进一步完善，为储能提供更多元的盈利渠道。

3. 商业模式将更加多样化和灵活。随着市场的不断发展，新的商业模式将不断涌现。例如，虚拟电厂模式、储能共享经济等创新模式有望得到更广泛的应用。

4. 储能将在能源转型中发挥更加重要的作用。随着可再生能源占比的不断提高，储能将在电力系统平衡、提高能源利用效率、促进新能源消纳等方面发挥关键作用。

总之，浙江和山东在储能商业化运营方面的成功经验为全国提供了宝贵借鉴。通过持续的技术创新和政策支持，储能产业必将在推动能源转型、实现“双碳”目标中发挥更大作用。