用電高峰救星！儲能撐起供電半邊天？

文/王楊、黃輝

作者供職于自然資源保護協會

“雙碳”目標下，新能源得到快速發展，但電力保供與調節壓力也不斷增大。尤其在華東、華南等負荷中心，隨著本地分布式光伏、海上風電和外送直流等新能源規模化接入，以及用電負荷持續攀高、峰谷差不斷拉大，頂峰時段供電能力不足與低谷時段新能源難以消納的矛盾愈發顯著。

作為重要的低碳靈活性資源之一，新型儲能不僅能促進可再生能源的利用，還能在關鍵時段確保電力供應的連續性，有效平衡電力供需。相較于火電等傳統電源，新型儲能具有更快的響應能力，能更好地解決瞬時和短時電力需求缺口的問題。

新型儲能的快速調節價值在今年迎峰度夏期間得以體現：多地在用電高峰時段對新型儲能電站進行集中調用，發揮了頂峰保供的作用。以江蘇為例，新型儲能調用期間最大放電功率達714萬千瓦，調用同時率達到95%以上，相當于7臺百萬煤電機組同時段滿功率的發電能力。

負荷中心的儲能現實

近年來，新型儲能對保障負荷中心電力系統安全穩定運行的作用日漸得到重視。國家發展改革委、國家能源局近日聯合印發的《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》提出，將在負荷密集接入的關鍵電網節點開展獨立儲能電站的建設，并將在工業園區、商業綜合體、分布式光伏等應用場景發展用戶側儲能作為下一階段的重點任務。

根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能數據項目庫的統計，截至2024年底，華東地區（江蘇、浙江、安徽、福建、上海）和南方地區（廣東、廣西、貴州、云南、海南）已投運的新型儲能裝機分別為14.3GW和9.2GW，功率裝機合計占全國的30%，以鋰電池技術為主。從場景分布來看，兩地區已投運的新型儲能中，電網側獨立儲能占比最高，均達到60%以上。這是因為近年來多項儲能激勵政策和市場機制是圍繞獨立儲能來設計的。此外，獨立儲能往往更具規模和調度直控條件，因此更受規劃和調度部門的青睞。在電源側和用戶側，因華東地區分時電價政策激勵性更強，該地區用戶側儲能較電源側儲能占比更高；而南方地區則受新能源配儲和調頻等政策機制影響，電源側儲能占比更高，以“儲能+光伏和儲能+常規機組”為主。從功能分布來看，華東、南方都面臨較大的保供與新能源消納壓力，因此，兩地區已投運的新型儲能的主要功能都涵蓋了“能量時移+容量服務”和支持可再生能源并網。有所不同的是，華東地區用戶側儲能發展較快，因此用戶能源管理服務也是華東地區新型儲能能夠發揮的重點功能。而南方地區除獨立儲能外，還側重推廣新型儲能在配網側的應用，以提升配網承載和柔性能力。

政策推動對華東和南方地區新型儲能的發展起到了關鍵作用。一方面，為應對新能源的波動性、推動新能源的規模化發展和儲能產業的技術進步，華東和南方地區各省均出臺了新能源強制配儲政策，配儲比例多為10%，儲能時長多為2小時及以上。配儲方式可采用企業自建和共建租賃，這大力推動了電源側新能源配儲和電網側獨立儲能的發展。另一方面，為鼓勵電力用戶移峰填谷、優化用電方式，華東和南方地區各省均出臺了分時電價機制，其中分時價差和充放電頻次是決定新型儲能項目經濟性的關鍵因素，驅動了以工商業和產業園區場景為主的用戶側儲能的快速發展。

需要注意的是，隨著電力市場化改革的加速，政策機制變動也給新型儲能的發展帶來了較大的挑戰。首先，強制配儲政策的取消將導致獨立儲能在收益與需求上的雙承壓。由于136號文明確禁止將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等環節的前置條件，新建獨立儲能穩定的容量租賃收入無法兌現，項目收益的確定性顯著降低，面臨更為復雜的市場化風險。短期內，這一變化可能導致大型獨立儲能項目的市場需求出現階段性下滑，從而引發項目擱置、投資決策放緩等連鎖反應。

其次，分時電價的浮動比例和參與浮動的價格組成調整頻繁，這直接影響了工商業儲能收益的穩定性。工商業用戶用電價格包括上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加等多個部分。上網電價以外的費用，如輸配電價等是否參與峰谷浮動，直接影響峰谷價差的幅度和工商業儲能的套利空間。根據實際的執行情況來看，兩地區十省市中僅有六省市將輸配電價納入峰谷浮動，其中，浙江省將浮動的價格組成擴大到上述工商業用戶用電價格的所有環節。在浮動比例不變的情況下，輸配電價費用若不參與浮動，將導致峰谷價差絕對值縮小，進而降低用戶側儲能項目收益。以江蘇為例，2025年4月，江蘇省調整了工商業分時電價時段設置、浮動比例以及參與浮動的價格組成。盡管上網電價浮動比例有所拉大，但上網電價以外的電價組成部分卻不再參與峰谷浮動，這導致了工商業整體電價的價差實際下降，壓縮了用戶側儲能價差獲利的空間。

最后，新型儲能參與電力市場的規則仍處于構建初期，存在交易品種結構性缺失、規則體系碎片化、容量補償未覆蓋等問題。核心機制的缺失制約了新型儲能的發展，致使系統調節服務難以變現。

隨著新能源滲透率的不斷提升，電源的出力可控性逐漸降低。同時，隨著電力電子設備比例的提升和極端天氣的增多，用電需求也呈現出多樣性與波動性，電力系統對靈活性資源的需求劇增。未來，在華東和南方負荷中心地區，作為可提供不同時間尺度和不同類型靈活性的資源，新型儲能在保供應、促消納和穩安全方面將發揮愈加重要的作用。綜合考慮經濟發展程度和土地、環境承載等資源要素的限制，海上風電、分布式光伏配儲和工商業儲能將是兩地區新型儲能發展的主要應用場景。

面向未來的機制設計

為破解制約新型儲能進一步發展的難題，提出如下建議：

第一，隨著新能源配儲從“政策驅動”轉向“市場驅動”，設立過渡期獨立儲能分階段補貼機制。針對強制配儲取消后的收益缺口，地方可根據實際情況設立三年過渡期，對獨立儲能按可調度容量給予分階段補貼，同步允許其承接存量新能源項目租賃協議。通過省級財政專項資金與成本市場化疏導相結合，緩解市場化轉型初期的收益波動，避免項目投資斷崖式下滑。

第二，根據負荷中心地區夏冬高峰季用電緊張的情況，細化獨立儲能頂峰支持政策體系。明確夏冬季“頂峰時段”的界定標準及補貼規則，依據儲能的可用容量、響應速度和放電量實施量化補償與考核。搭建集中管控平臺，實現充放電指令的精準下達和運行數據的實時采集。構建“專項基金籌措 + 峰荷用戶側市場化分攤”的資金疏導機制，確保補償標準與東部區域尖峰負荷調控需求動態相匹配。此外，在極端天氣愈加頻繁的情況下，負荷中心地區需要根據高新能源滲透率和不同時空尺度系統調節需求，多樣化規劃部署不同類型的儲能技術，如通過發展液流電池、氫儲能等長時儲能技術應對跨季節、大范圍的電力保供與可再生能源消納問題。

第三，立透明、穩定、可預期的分時電價調整機制。針對電力供需缺口、新能源消納率、電網峰谷負荷差等核心影響因素公開用戶反饋渠道，設立意見征集期。明確調整周期，嚴格限定臨時調整觸發條件，避免臨時調整造成電價的頻繁波動。建立中長期趨勢指引，發布未來三年電價調整思路，包含峰谷價差區間預測、時段劃分優化方向等。擴大峰谷電價浮動范圍，納入輸配電價和上網環節線損費用，合理擴大工商業儲能的盈利空間。

第四，建立和完善新型儲能參與電力市場的機制設計。健全獨立儲能電站參與電能量和輔助服務市場的交易機制以及容量電價機制。健全市場化需求側響應補償機制，擴大虛擬電廠交易品種，并引導用戶通過配置儲能優化負荷調節性能。其中，華東地區可結合長三角統一市場建設，推動新型儲能參與日前/ 實時現貨市場，放開調頻中標限制，取消新型儲能參與現貨與調頻市場的互斥限制。同時，建立省級備用市場，出臺新型儲能跨省電能量和輔助服務交易規則，探索新型儲能容量成本的跨省分攤機制，通過“現貨+輔助服務+跨省交易”的全鏈條機制釋放儲能價值。南方地區可重點立足現有區域電力市場，創新適配儲能“發用一體”特性的結算機制，探索動態豁免SOC（State of Charge，即荷電狀態）安全區偏差考核，推出靈活差價合約機制，允許儲能項目簽訂可日內調整的差價合約，并根據各省資源特點建立差異化的容量補償機制。

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