国际能源网/储能头条获悉，浙江省发展改革委、浙江省能源局联合印发《浙江省“十四五”新型储能发展规划》和浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目。
文件提出到2025年，“十四五”期间，浙江省将建成新型储能装机规模300万千瓦左右，其中浙北与萧绍区域电网（主要包括杭嘉湖绍）2025年建成新型储能装机规模120万千瓦以上；东部沿海区域电网（主要包括宁舟温台等沿海地区）2025年建成新型储能装机规模135万千瓦以上；浙西南区域电网（主要包括金衢丽山区）2025年建成新型储能装机规模45万千瓦以上。
浙江省同时也公示了“十四五”第一批新型储能示范项目名单共包含4个电源侧储能项目、20个电网侧储能项目和10个用户侧储能项目，储能规模达1.5GW/4.26GWh。
4个电源侧储能项目业主单位包括国家能源集团、华云电力、大唐集团、浙能集团、华能集团。
20个电网侧储能项目业主单位包括浙能电力、普星天、国家电网、宁波开发投资集团、中国能建、国家能源集团、华能集团、恒龙新能源、中核集团、双成电气、龙能电力、万里扬、远景能源、国宏新能源、国核浙能、龙泉市国资控股。
10个用户侧储能项目业主单位包括中光新能源、和达能源、中海油、杭州热电、国家电投、 太湖能谷、晶盛储能、金凤凰新能源、绿电能源、中衡新能源、银融新能源、瑞浦科技。
除此之外，文件还强调：
促进源网荷储一体化协同发展。探索不同技术路径和发展模式，统筹大规模海上风电、集中式光伏电站开发建设，推动布局一批新能源电站周围的独立储能电站项目；鼓励整县光伏开发地区集中建设独立储能。推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等技术应用，利用新型储能协同保障新能源消纳利用，为系统提供容量支撑及调峰能力。
提升常规电源调节能力。积极鼓励火电合理配置新型储能，缩短机组发电自动控制（AGC）响应时间，提高调节速率，优化提升系统运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰、调频等多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。
“十四五”火储调频示范项目
——国能宁海电厂百万机组电化学储能辅助AGC调频项目
——大唐乌沙山电厂“火电+储能”联合AGC调频项目
——浙能乐电1、2号机组电化学储能AGC调频项目
——华能玉环电厂电储能辅助 AGC 调频项目
提高电网安全稳定运行水平。在杭州、绍兴、金华等大容量特高压直流输电工程馈入点附近配置一定规模新型储能，提升电网对特高压交直流严重故障的主动防御能力。在促进新能源消纳、提升安全稳定水平的关键电网节点，以及在电网末端或部分负荷密度较大且增长缓慢、但输电走廊和站址资源紧张区域，合理布局电网侧新型储能，延缓或替代输变电设施升级改造。在台风、洪涝灾害易发区域，配置变电站内或移动式储能，提高系统应急保障能力。在海岛等地区，通过新型储能支撑光伏、风能开发利用，满足当地用能需求。
“十四五”电网侧独立储能项目区域示范
浙北与萧绍区域电网
——萧山电厂电化学储能电站（第一阶段）示范项目、浙江普星蓝天新型储能电站示范项目、华能长兴独立储能电站示范项目（一期）、湖州菱湖大规模储能示范项目、秦山独立储能电站示范项目、浙能嘉兴电厂调峰储能示范项目、上虞35kV直挂式储能示范项目、新昌高新园区储能示范项目、龙能电力上虞储能示范项目。
东部沿海区域电网
——宁波杭湾建中变储能电站示范项目、宁波朗辰新能源有限公司独立储能电站示范项目、中国能建永嘉瓯北储能示范项目、温州乐清湾港区共享储能电站示范项目、国能浙江温州梅屿新型储能电站示范项目、远景舟山市岱山县储能电站示范项目、舟山定海工业园区共享储能电站示范项目、台州三门电网侧储能电站示范项目、温岭铁-铬液流储能系统示范项目。
浙西南区域电网
——义乌万里扬苏溪变独立储能示范项目、浙江龙泉磷酸铁锂储能示范项目。
积极支持用户侧储能多元化发展。围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施（换电站）、电动汽车等终端用户，促进形成“储能+”多元融合发展新场景；聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大云物移智链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂、电动汽车有序充电等多种商业模式，提高用能质量、降低用能成本。
“十四五”用户侧多元化储能示范项目
——杭州医药港零碳电厂熔盐储能示范项目、浙江安吉天子湖热电有限公司熔盐储能零碳综合供能示范项目、绿电熔盐储能项目。
——桐乡市荣翔染整“数智共享”储能项目。
——金凤凰公司新型复合储能项目、欧路莎股份有限公司分散式储能项目、海宁晶科能源有限公司用户侧储能项目、浙江银轮机械股份有限公司用户侧电化学储能项目、浙江瑞浦科技有限公司储能项目。
进一步确立新型储能独立市场主体地位。加快完善新型储能参与中长期、现货等各类电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制。推动建立电网侧独立储能电站容量电价机制，鼓励储能独立或与其他市场主体联合参与辅助服务市场，引导市场主体在实时电价、调峰调频电（量）价等量价环境下，通过配置储能优化运行。
优化支持用户侧储能发展模式。有效衔接电价市场化改革和销售侧分时电价机制，更好反映电能时间属性，激励用户增配储能。健全与电力现货市场相衔接的需求侧响应机制，引导用户通过配置储能优化用电负荷。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资。
健全新型储能项目激励机制。建立绿色电力抵扣能耗机制，优先保障纳入电网侧示范规模的储能设施能耗指标。对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数等方面给予适当倾斜。
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