10月起，浙江省电网侧独立新型储能全面参与省内电力现货市场。刚刚过去的国庆假期，全省32座电网侧储能电站迎来入市后的首轮实战，累计充电量近3900万度，放电量超3300万度。储能电站在保障全省电力供需平衡、助力新能源全额消纳的同时，依托“现货价差+辅助服务+容量补偿”三重收益模式，实现资源价值多元变现，以市场化价格信号优化储能资源调度配置。

近年来浙江新能源装机规模持续攀升，全省电源总装机达1.89亿千瓦，风光新能源装机7624万千瓦，占比突破四成。风光发电受气象条件制约，出力波动特征显著，给电网稳定运行带来挑战。电网侧储能如同电力系统的“蓄水池”，在用电低谷吸纳富余电力，用电高峰释放电能，为全省电力调度提供灵活可调资源，平抑新能源出力波动。

剡中储能站站长孙梁飞介绍，储能站按照省调度中心指令开展充放电。在现货市场落地前，储能充电执行峰谷电价、放电采用固定价格结算；如今参与现货市场，充放电价格实时随行就市，电站可捕捉电价波动赚取电量价差。国庆期间，该储能站每日充放电3至4次，运行功率维持10万千瓦。全省储能集中在用电低谷时段充电，最大充电功率达207万千瓦，有效消纳假期富余新能源电力。

本次市场化改革源于9月11日浙江省发改委等多部门联合出台政策，自10月1日起明确电网侧独立新型储能参与电力市场的三条收益路径：一是参与现货电能量交易，依靠实时电价获取充放电价差；二是纳入统一调度的储能可参与调频辅助服务市场，调节能力本身也可市场化售卖；三是保留容量补偿机制，即便储能仅作为备用资源，也能获得稳定的容量基础收益。三重收益体系，降低储能投资运营风险，调动社会资本参与储能建设积极性。

目前浙江已建成电网侧储能239万千瓦，但对比全省超1亿千瓦的最高用电负荷，系统调节能力仍存在提升空间。此次储能全面入市，是浙江新型电力系统建设的重要一步。通过市场机制把储能的电量价值、调节价值、容量价值量化变现，打破过去储能收益单一的瓶颈。

浙江储能市场化试点运行效果，将为全国电网侧储能商业模式提供参考。后续随着储能规模持续扩容、电力市场规则持续优化，新型储能将进一步释放调节潜力，支撑高比例新能源并网，助力能源绿色低碳转型。