《 人民日报 》（ 2021年12月14日 第 17 版）
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当前，浙江省正加快推进以新能源为主体的新型电力系统建设，针对新能源规模占比高、随机波动大等问题，积极推进新型储能规模化应用，为能源绿色低碳转型和电网安全稳定运行提供坚强支撑。
目前，浙江正加快储能发展步伐。国网浙江电力协同各方积极推进解决储能发展运营中的一些常见问题，促进产业发展形成良好生态，以充分发挥储能在新型电力系统中的作用。
今年，国网浙江电力以打造国家电网新型电力系统省级示范区为契机，积极探索新型储能发展的应用场景和商业模式，努力激活储能资源价值。目前，浙江已催生出“新能源+储能”联合运营、共享储能、储能并网“一站式”服务等新业态新模式，实现多点开花。
今年年初，衢州市出台“新能源+储能”支持政策，明确新能源企业优先采取租用或购买服务等形式配用储能，发挥储能站“一站多用”共享功能。9月，海宁市出台指导意见，鼓励新建的新能源项目按10%—20%配置储能，储能时长不少于2小时。
在宁波市，各区县个性化支持政策相继推出，在部分区县深化政策细则，鼓励已建成的光伏项目增配储能，杭州湾新区要求不低于装机容量20%配置储能、储能时长2小时及以上。兰溪市从储能系统建设成本、运维成本、运营收益三个维度，促进储能市场化定价机制的建立，通过“行政+市场”储能配额发展机制，降低新能源用户配置储能的技术门槛、经济成本和安全风险。
绍兴市上虞区立足用电数据构建“储能潜力指数”，挖掘潜在的储能意向用户及效益较高的储能建设场景。湖州市探索拓宽储能成本疏导路径，当地供电公司与以环保为主业的央企签署战略合作协议，打造示范项目，推动降低储能成本。
发展新能源，山区的特性影响也非常明显。丽水市在山区新能源资源集聚地，与开发业主共建“风光水储”一体化能源汇集站，提升光与风、光与光、风与风之间的互济支援能力，风光互补可有效降低一半以上的调峰需求。
在支持用户侧储能建设方面，浙江积极鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求结构。分时电价机制的实施，进一步拉大了峰谷价差，也为储能发展带来更多激励。
国网浙江电力密切跟踪储能电站最新技术发展动态，建设新型储能电站标准体系，完善消防安全技术标准；一批新型储能应用试点示范项目正在加快建设中，氢电耦合等应用相继落地；海岛“绿氢”综合能源系统示范工程在台州市大陈岛开建，为可再生能源制氢储能、氢能多元高效互联应用提供示范样板……浙江新型储能产业正逐步迈向规模化。
截至目前，浙江已有8个地市和所有县出台地方“新能源+储能”发展政策，支持新型储能示范项目建设。2021年至2023年，浙江计划建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”期间，力争实现200万千瓦新型储能示范项目发展目标，全社会各方共建共享共赢的电力发展生态加速形成。
数据来源：国网浙江电力
