双碳背景下，为支撑大规模可再生能源并网运行通常会要求配备高比例的储能。储能成为了一个长期高确定、高增长的产业，是实现新型电力系统建设的关键一环。“绿电+储能”势必将开启新能源又一个优质赛道。
3月21日，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》中指出，到2025年， 新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。为加快推进储能项目的落地，多省市出台了各项政策规定明确了新能源配套储能设备的配储比例等内容。
目前， 中国新型储能主要指电化学储能，即通过电池完成能量储存、释放与管理的过程。从应用场景来看，主要分电源侧、电网侧、用户侧三类。比如风电、光伏电源侧配储能，帮助解决新能源的利用率;电网侧的储能，就像“超级充电宝”，主要用于电网调峰、调频;工商业企业利用用户侧储能项目，进行削峰填谷等。
电网侧储能未来可期
在电网侧，因地制宜发展新型储能，在电网关键节点配置储能不仅可以提高大电网安全稳定运行水平，还可以帮助电网降低输变电设施投资。如建设变电站+储能、电动汽车充电桩一体化建设模式等，储能不但能够有效增加电网的供电可靠性，还可以通过参与电力辅助服务市场和现货交易市场获得收益。从经济性上考虑，也能撬动企业投资和接纳新型储能的意愿。
从技术角度来看，电网侧储能相比电源侧或用户侧储能有更大范围的适应性。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中也提出，要“积极推动电网侧储能合理化布局”，在大规模高比例新能源及大容量直流接入后，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。
近期，国内各地电网侧储能项目相继落地。5月，南京截止目前最大单体电网侧储能项目江北储能站并网送电，最大充放电功率110.88兆瓦，存储容量193.6兆瓦时，可储存约19万度电;近日广州也落地了首批大规模电网侧储能项目，主要应用于广州供电局110kV城北变电站中的13MW/29.354MWh及6.25MW/11.182MWh电网侧。
多元布局储能应用场景
在推动新型储能规模化、产业化、市场化发展的当下，晶科科技抓住行业爆发性增长机遇，正持续发力储能业务，深度布局“绿电+储能”赛道。公司目前已在浙江省取得建德市50MW/100MWh的备案，在甘肃省酒泉市金塔县取得了280MW/560MWh的备案，此外在河南备案了300MW/600MWh、安徽200MW/400MWh的电网侧储能项目。同时在山东储备了300MW/600MWh的共享储能项目。
其中，晶科科技浙江建德储能项目已取得了当地电网公司的初步接入意见，该项目建成后，预计总放电循环次数6000次，年均放电量约6000万KWH左右，可更大范围参与电网调峰、削峰填谷、需求侧响应。晶科科技酒泉市金塔县储能项目拟建在红柳洼光电产业园，项目分两期建设，计划一期项目建设规模为120MW/240MWh，二期项目建设规模为160MW/320MWh，旨在为当地电网调峰调频需求提供有力抓手。
在用户侧储能方面，晶科科技也已有成功经验。近期，由晶科科技投资的海宁10MW/20MWh用户侧储能项目顺利并网。作为浙江省目前用户侧单体最大的磷酸铁锂型储能项目，该项目成功入选《浙江省新型储能示范项目》，同时也是晶科科技首个大型商业储能项目。
晶科科技海宁10MW/20MWh用户侧储能项目
未来，晶科科技将积极探索“绿电+储能”的多元化应用场景，借助政策东风，在全国储能业务领域抢占先机，创建示范，为全国业务拓展夯实基础，在新型电力系统中呈现更多晶科好“光”景。
