浙江“十四五”新型储能规划
🌼强配政策
当前浙江省并无省级的强配政策，市（区）级对集中式和分布式均有要求：
1、 绍兴柯桥区：非户用分布式光伏，配比10%/2h；
2、 杭州：光伏及风电装机容量10%~20%配置储能；
3、 义乌：光伏项目配置10%储能；
4、 诸暨：分布式光伏的10%；
5、 永康：鼓励非户用分布式光伏电站配储10%。
🌼储能需求来源
全省看：浙江是全国峰谷差最大省份之一，可再生能源装机占比高（21年达34.8%），电力无法完全自发自用（外受电占比超1/3）【规划“十四五”期间全省储能装机规模达到3GW，占目前全国已发规划（已出规划的不多）省份总量的1/10】。
🌼规划方向
往未来看，浙江省储能的商业模式发展方向包括独立储能+用户侧储能。进入示范项目名单的储能项目及义乌&温州的储能项目有为期2-3年的补贴。
1 独立储能的盈利模式包括：辅助服务市场（调峰调频）+容量电价（推进中，未出台）；
2 用户侧的盈利模式包括：分时电价+电力现货市场。
🌼“十四五”储备项目
第一批新型储能示范项目（预计22-23年并网）共包含4个发电侧、20个电网侧、10个用户侧储能项目，对应规模1.8GWh/1.2GWh/585MWh。储备项目方面：1、 电源侧：22、23、24年分别开工72.5/172/60MWh的电化学储能项目，总储备373.5MW；2、 电网侧：22、23年分别开工2158.7/5252MWh的电化学储能项目，总储备8.84GW；3、 用户侧：总储备841.33MW。从项目储备看，电网侧8.84GW是大头。
02重申电化学、（容量）火电、抽蓄
电化学储能与火电灵活性改造、抽蓄之间不是替代而是互补：
电化学储能调节迅速、容量配置灵活、建设快速简便。而火电无法双向调节，调节时需要净输出电力需承担基荷，且产生碳排放；抽蓄运行方式较为固定，建设周期较长（6-8年，火电也需3-4年），且后两者起步即为GW级，与电化学储能各有适用场景，不可偏废。
🌼电化学储能并未因火电放松需求：
根据电规总院发布的《电网侧新型储能发展需求分析》，在充分挖掘火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施潜力的情况下，“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模仍有约5500万千瓦，时长2~4小时，即2025年电网侧储能累计规模110GWh~220GWh。考虑电网侧储能占新型储能约33%（截至2021年底），整个“十四五”新型储能需求将远不止200GWh。
🌼大基地的典型配置同时包含火电与新能源15%-20%配比的电化学储能：
根据电规总院报告，围绕特高压通道的大基地典型配置包括新能源1000~1300万千瓦，煤电400万千瓦，#新型储能 150~200万千瓦，约等于新能源装机的15%~20%（功率配比），并未降低配储要求。
举例：据我们了解，陇东~山东特高压电源配置包括风光10.5GW、火4GW、储1GW×2h；陕北~河南、陕北~安徽特高压各包括风光11GW、火4GW、储2.2GW×2h；藏东南~大湾区中藏玉线包括风光11GW、水7.6GW、储1.5GW×2h；藏澜线包括风光10GW、水6.9GW、储2.5GW×2h。#风光基地为核心、特高压、电化学、（调峰）火电三驾马车护航下的新型能源供给消纳体系正在形成。
🌼重申大储能是最确定的方向：我们测算今年国内大储装机在15-20GWh之间，明年有望翻倍。2025年全球新增约400GWh（其中国内约150GWh），是未来几年增速最快、最确定的方向。-
03单体规模再创新高！
电化学储能与火电灵活性改造、抽蓄之间不是替代而是互补：
中能建湖北应城300MW压缩空气储能项目提速 ：
10月31日中国能建数科集团在京召开湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程项目推进动员大会。项目进入全面提速阶段，力争在12月中旬实现第一罐混凝土浇筑。
🌼参与方：根据报道，参与方包括中科院武汉力学岩土所、数科集团深地技术中心、楚韵储能公司等，预计主要负责岩穴地下工程；广东天安项目管理公司，中国能建中南院、江苏院预计负责项目总体设计、土建工程；陕鼓集团、东方汽轮机、东方电机等设备供应商则主要负责压缩机、膨胀机、发电机的设计制造。
🌼压缩空气储能市场空间广阔
a) 容量高增：国内已启动的项目容量达7.29GW，其中投运0.18MW，建设/可研勘测3.37GW，签约3.75GW
b) 空间测算：乐观预期下，2025年压缩空气储能市场可达437.4亿元，核心设备市场空间可达196.8亿元 （见我们发布的报告《压缩空气储能前景几何？》
🌼压缩机为最核心设备：加上前期成本，300MW项目造价15-18亿。20%为盐穴修复，机械设备30%左右。储热介质占10%，还有工程建设占了30%左右。其中压缩机约2-3亿（价值量最大设备、门槛高），膨胀机约2亿。压缩机供应商主要为陕鼓、沈鼓，膨胀机、电机供应商主要为三大动力等。
🌼压缩空气为长时储能有竞争力的方案：建设成本约6000元/kW，时长4小时以上，考虑30年寿命和运维费用，度电成本约0.25元/kWh，是抽水蓄能的良好补充，有望在长时储能市场争得一席之地。
🌼压缩空气容量电价机制有望出台项目经济性在望：参考抽水蓄能制定的压缩空气储能容量电价机制正在征求意见，项目经济性在望。目前投资方包括中盐（掌握盐穴资源）、中国能建（投资主体为数科公司，项目策划最多）、中储国能（主要为技术深度定制集成）等。
