2月14日记者从国网浙江电力相关部门了解到，今年浙江电网基建计划总投资金额400亿元，同比增长近三成，增幅为近九年来最大。年内计划新开工110千伏及以上工程线路长度3065公里、变电容量2252万千伏安，投产线路长度2334公里、变电容量1478万千伏安。

近日，国家能源局、国家发改委正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。文件提出，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。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

储能的成本和收益，作为投资盈利的关键因素，无疑对储能的大规模推广和应用形成影响。本文以电化学​储能为例，从建设成本、运营成本、资金成本角度研究成本影响因素以及降低成本的措施，由电网侧、发电侧、用户侧三个应用场景分析收益方式，并介绍投资收益的评价方法，以对电化学储​能电站的建设投资提供决策依据。

长时储能技术需要在未来20年内大幅扩大部署规模，以实现净零的电力系统。 而研究中的建模表明，在净零情景中，到2040年累计的部署长时储能的装机容量可能达到1.5到2.5TW。能源转移、容量提供和输配电优化等服务将占绝大多数。

很多国家如今制定了到2040年电力系统实现脱碳的目标，而对于实现净零经济以及将全球气温上升限制在1.5℃至关重要。 可再生能源高渗透率将对电力系统的可靠性和稳定性产生影响。虽然目前有一些解决方案，但它们或者具有碳排放（例如天然气发电厂），或者是地理位置受限的（例如大型抽水蓄能设施），或者难以满足电力系统的未来需求（例如锂离子电池储能系统）。

可再生能源在电力结构中所占份额的增长带来了新的挑战。其中最重要的是风电和太阳能发电的固有可变性对现有发电基础设施造成的结构性压力。长时储能委员会发布的第一份研究报告旨在探索应对这一挑战的关键解决方案之一：长时储能。

低成本储能技术是碳中和目标下高渗透率可再生能源系统的重要支撑技术。现有储能技术经济性研究一般基于储能产品技术参数评估平准化充放电成本(LCOS)，缺少结合具体应用工况的储能技术路线对比分析。在未来以新能源为主体的新型电力系统中，储能的运行工况将发生明显变化，技术经济性定量预测研究是储能技术路线选择和激励政策设计的重要参考依据。本文尝试以国内西部地区新能源配置储能为案例，以LCOS为主线定量分析各类储能技术在新能源消纳应用场景下的成本变化趋势，并评估系统调峰时长、调峰频次、可再生能源弃电率等因素对储能需求规模及其LCOS的影响。