靈活性資源“補位”：東部區域儲能迎發展窗口期

2025年7月24日，自然資源保護協會（NRDC）與中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）聯合發布《負荷中心儲能潛力及發展機制研究——東部區域》報告。該報告聚焦江蘇、浙江、安徽、福建、上海四省一市的儲能發展現狀、需求潛力及政策機制，為東部負荷中心電力系統低碳轉型提供關鍵參考。

電網側主導，鋰電占絕對優勢

報告顯示，截至2024年底，東部區域已投運新型儲能達14.3GW/30.763GWh，功率裝機占全國總裝機的18.3%。其中，電網側儲能占比67%，且90.6%為獨立儲能；用戶側儲能占22.3%，以工商業及產業園區應用為主，占比高達93.3%。技術路線高度集中，鋰電池占比96.5%，鉛蓄電池（2.7%）、壓縮空氣儲能（0.5%）等技術占比相對較低。

應用場景方面，能量時移與容量服務（14.5GW）、支持可再生能源并網（8.5GW）成為核心需求，凸顯東部區域對規?；{峰及新能源消納的迫切需求。抽水蓄能資源同樣稟賦突出，江蘇、浙江、安徽、福建四省已建抽水蓄能裝機達20.41GW，功率裝機占全國34.8%。

儲能需求缺口顯著

隨著新能源滲透率提升，東部電網面臨多維調節壓力。報告預測，2030年后新能源大發時段，系統慣量可能逼近失穩臨界值，非同步電源滲透率（RSNSP）將達77.6%，需儲能提供虛擬慣量支撐。若發生直流雙極閉鎖事故，一次調頻能力缺口可達8GW，常規機組僅能滿足59%-84% 需求，需儲能補足差額。

調峰平衡方面，模擬顯示2025-2035年需配置5.51-30GW新型儲能，以保障日內小時級電力平衡。分布式光伏與工商業儲能潛力可觀，預計2030年分布式光伏配儲達1.2GW，工商業儲能以30%年復合增長率增至6.3GW，新型儲能總裝機將達22.5GW。

政策轉型期挑戰凸顯

2025年新能源強制配儲政策取消后，獨立儲能失去穩定租賃收益，面臨市場化轉型壓力。目前，東部區域獨立儲能參與電力市場仍存多重障礙：省級備用市場尚未建立，調頻容量申報與中標比例受嚴格限制，無法同時參與日前與實時市場，容量補償機制缺位。

分時電價調整對工商業儲能影響顯著。盡管江蘇、浙江等省市峰谷價差可支撐“兩充兩放”，但輸配電價不參與浮動、時段劃分調整等政策變動，直接壓縮套利空間。福建雖價差較低（0.37元/kWh），但通過日均2.5次充放電維持經濟性。

針對上述挑戰，報告提出三大方向建議

01

規劃布局

在電網關鍵節點集中布局獨立儲能，探索“2小時鋰電池+短時功率型儲能”復合配置；推廣工商業“光儲充一體化”模式，構建抽蓄與新型儲能協同調度機制。

02

市場機制

完善現貨與輔助服務市場聯動，允許儲能同時參與多市場；建立長三角統一容量補償體系，2025-2027年過渡期內實施分階段補貼。

03

政策引導

細化頂峰時段補貼規則，設立獨立儲能過渡期專項資金；激勵長時儲能與功率型儲能技術創新，推動虛擬電廠聚合分布式資源。

作為我國經濟與能源需求核心區，東部區域儲能發展路徑對全國新型電力系統建設具有示范意義。報告強調，需通過機制創新與技術協同，推動儲能從政策驅動轉向市場驅動，助力“雙碳”目標實現。

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