文/王杨、黄辉 作者供职于自然资源保护协会
“双碳”目标下，新能源得到快速发展，但电力保供与调节压力也不断增大。尤其在华东、华南等负荷中心，随着本地分布式光伏、海上风电和外送直流等新能源规模化接入，以及用电负荷持续攀高、峰谷差不断拉大，顶峰时段供电能力不足与低谷时段新能源难以消纳的矛盾愈发显著。
作为重要的低碳灵活性资源之一，新型储能不仅能促进可再生能源的利用，还能在关键时段确保电力供应的连续性，有效平衡电力供需。相较于火电等传统电源，新型储能具有更快的响应能力，能更好地解决瞬时和短时电力需求缺口的问题。
新型储能的快速调节价值在今年迎峰度夏期间得以体现：多地在用电高峰时段对新型储能电站进行集中调用，发挥了顶峰保供的作用。以江苏为例，新型储能调用期间最大放电功率达714万千瓦，调用同时率达到95%以上，相当于7台百万煤电机组同时段满功率的发电能力。
负荷中心的储能现实
近年来，新型储能对保障负荷中心电力系统安全稳定运行的作用日渐得到重视。国家发展改革委、国家能源局近日联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，将在负荷密集接入的关键电网节点开展独立储能电站的建设，并将在工业园区、商业综合体、分布式光伏等应用场景发展用户侧储能作为下一阶段的重点任务。
根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据项目库的统计，截至2024年底，华东地区（江苏、浙江、安徽、福建、上海）和南方地区（广东、广西、贵州、云南、海南）已投运的新型储能装机分别为14.3GW和9.2GW，功率装机合计占全国的30%，以锂电池技术为主。从场景分布来看，两地区已投运的新型储能中，电网侧独立储能占比最高，均达到60%以上。这是因为近年来多项储能激励政策和市场机制是围绕独立储能来设计的。此外，独立储能往往更具规模和调度直控条件，因此更受规划和调度部门的青睐。在电源侧和用户侧，因华东地区分时电价政策激励性更强，该地区用户侧储能较电源侧储能占比更高；而南方地区则受新能源配储和调频等政策机制影响，电源侧储能占比更高，以“储能+光伏和储能+常规机组”为主。从功能分布来看，华东、南方都面临较大的保供与新能源消纳压力，因此，两地区已投运的新型储能的主要功能都涵盖了“能量时移+容量服务”和支持可再生能源并网。有所不同的是，华东地区用户侧储能发展较快，因此用户能源管理服务也是华东地区新型储能能够发挥的重点功能。而南方地区除独立储能外，还侧重推广新型储能在配网侧的应用，以提升配网承载和柔性能力。
政策推动对华东和南方地区新型储能的发展起到了关键作用。一方面，为应对新能源的波动性、推动新能源的规模化发展和储能产业的技术进步，华东和南方地区各省均出台了新能源强制配储政策，配储比例多为10%，储能时长多为2小时及以上。配储方式可采用企业自建和共建租赁，这大力推动了电源侧新能源配储和电网侧独立储能的发展。另一方面，为鼓励电力用户移峰填谷、优化用电方式，华东和南方地区各省均出台了分时电价机制，其中分时价差和充放电频次是决定新型储能项目经济性的关键因素，驱动了以工商业和产业园区场景为主的用户侧储能的快速发展。
需要注意的是，随着电力市场化改革的加速，政策机制变动也给新型储能的发展带来了较大的挑战。首先，强制配储政策的取消将导致独立储能在收益与需求上的双承压。由于136号文明确禁止将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等环节的前置条件，新建独立储能稳定的容量租赁收入无法兑现，项目收益的确定性显著降低，面临更为复杂的市场化风险。短期内，这一变化可能导致大型独立储能项目的市场需求出现阶段性下滑，从而引发项目搁置、投资决策放缓等连锁反应。
其次，分时电价的浮动比例和参与浮动的价格组成调整频繁，这直接影响了工商业储能收益的稳定性。工商业用户用电价格包括上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等多个部分。上网电价以外的费用，如输配电价等是否参与峰谷浮动，直接影响峰谷价差的幅度和工商业储能的套利空间。根据实际的执行情况来看，两地区十省市中仅有六省市将输配电价纳入峰谷浮动，其中，浙江省将浮动的价格组成扩大到上述工商业用户用电价格的所有环节。在浮动比例不变的情况下，输配电价费用若不参与浮动，将导致峰谷价差绝对值缩小，进而降低用户侧储能项目收益。以江苏为例，2025年4月，江苏省调整了工商业分时电价时段设置、浮动比例以及参与浮动的价格组成。尽管上网电价浮动比例有所拉大，但上网电价以外的电价组成部分却不再参与峰谷浮动，这导致了工商业整体电价的价差实际下降，压缩了用户侧储能价差获利的空间。
最后，新型储能参与电力市场的规则仍处于构建初期，存在交易品种结构性缺失、规则体系碎片化、容量补偿未覆盖等问题。核心机制的缺失制约了新型储能的发展，致使系统调节服务难以变现。
随着新能源渗透率的不断提升，电源的出力可控性逐渐降低。同时，随着电力电子设备比例的提升和极端天气的增多，用电需求也呈现出多样性与波动性，电力系统对灵活性资源的需求剧增。未来，在华东和南方负荷中心地区，作为可提供不同时间尺度和不同类型灵活性的资源，新型储能在保供应、促消纳和稳安全方面将发挥愈加重要的作用。综合考虑经济发展程度和土地、环境承载等资源要素的限制，海上风电、分布式光伏配储和工商业储能将是两地区新型储能发展的主要应用场景。
面向未来的机制设计
为破解制约新型储能进一步发展的难题，提出如下建议：
第一，随着新能源配储从“政策驱动”转向“市场驱动”，设立过渡期独立储能分阶段补贴机制。针对强制配储取消后的收益缺口，地方可根据实际情况设立三年过渡期，对独立储能按可调度容量给予分阶段补贴，同步允许其承接存量新能源项目租赁协议。通过省级财政专项资金与成本市场化疏导相结合，缓解市场化转型初期的收益波动，避免项目投资断崖式下滑。
第二，根据负荷中心地区夏冬高峰季用电紧张的情况，细化独立储能顶峰支持政策体系。明确夏冬季“顶峰时段”的界定标准及补贴规则，依据储能的可用容量、响应速度和放电量实施量化补偿与考核。搭建集中管控平台，实现充放电指令的精准下达和运行数据的实时采集。构建“专项基金筹措 + 峰荷用户侧市场化分摊”的资金疏导机制，确保补偿标准与东部区域尖峰负荷调控需求动态相匹配。此外，在极端天气愈加频繁的情况下，负荷中心地区需要根据高新能源渗透率和不同时空尺度系统调节需求，多样化规划部署不同类型的储能技术，如通过发展液流电池、氢储能等长时储能技术应对跨季节、大范围的电力保供与可再生能源消纳问题。
第三，立透明、稳定、可预期的分时电价调整机制。针对电力供需缺口、新能源消纳率、电网峰谷负荷差等核心影响因素公开用户反馈渠道，设立意见征集期。明确调整周期，严格限定临时调整触发条件，避免临时调整造成电价的频繁波动。建立中长期趋势指引，发布未来三年电价调整思路，包含峰谷价差区间预测、时段划分优化方向等。扩大峰谷电价浮动范围，纳入输配电价和上网环节线损费用，合理扩大工商业储能的盈利空间。
第四，建立和完善新型储能参与电力市场的机制设计。健全独立储能电站参与电能量和辅助服务市场的交易机制以及容量电价机制。健全市场化需求侧响应补偿机制，扩大虚拟电厂交易品种，并引导用户通过配置储能优化负荷调节性能。其中，华东地区可结合长三角统一市场建设，推动新型储能参与日前/ 实时现货市场，放开调频中标限制，取消新型储能参与现货与调频市场的互斥限制。同时，建立省级备用市场，出台新型储能跨省电能量和辅助服务交易规则，探索新型储能容量成本的跨省分摊机制，通过“现货+辅助服务+跨省交易”的全链条机制释放储能价值。南方地区可重点立足现有区域电力市场，创新适配储能“发用一体”特性的结算机制，探索动态豁免SOC（State of Charge，即荷电状态）安全区偏差考核，推出灵活差价合约机制，允许储能项目签订可日内调整的差价合约，并根据各省资源特点建立差异化的容量补偿机制。
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