中國儲能網訊：2025年迎峰度夏期間，新型儲能、虛擬電廠、車網互動等新業(yè)態(tài)在多地承擔了電力系統(tǒng)的頂峰調節(jié)任務。用電負荷短時增加，新能源加劇電力系統(tǒng)調節(jié)壓力，以新型儲能為代表的新型調節(jié)資源加速進入“實戰(zhàn)”階段，驗證資源的調節(jié)潛力并優(yōu)化技術、系統(tǒng)支撐能力。
在此過程中，各地通過開放新型調節(jié)資源參與電力市場渠道、出臺專門的價格政策等形式，探索資源的盈利模式。
受訪人士認為，階段性的價格政策能提高現有大規(guī)模新型儲能的利用率，但市場化的盈利模式是包括儲能在內的新型調節(jié)資源發(fā)展的最終推動力。
在新型電力系統(tǒng)中，容量機制是市場機制設計的重要一環(huán)。受訪人士表示，容量費并非儲能回收成本的“保險”。要科學看待為儲能提供容量費的目的，根據其為系統(tǒng)提供的容量價值形成容量價格。
新型調節(jié)資源“實戰(zhàn)”
2025年8月1日，山西首次集中調用省內新型儲能電站和虛擬電廠，調節(jié)晚間用電高峰負荷。47座儲能電站集中放電和16座虛擬電廠同步降低聚合負荷，實現雙向調節(jié)最大功率225萬千瓦。
7月6日晚間，江蘇集中調用93座新型儲能電站向電網放電，最大放電功率達714萬千瓦，刷新了其一年前創(chuàng)下的省級電網新型儲能集中調用規(guī)模的記錄，調用規(guī)模增長近六成。
新型儲能的另一種形態(tài)——新能源汽車也在迎峰度夏期間測試了反向放電的能力。在7月底廣東廣州和佛山開展的車網互動實測中，虛擬電廠平臺通過聚合充電站和支持雙向充放電（V2G）的充電樁與新能源汽車等方式，在用電高峰時段降低充電樁功率和利用汽車反向送電，實現最高響應負荷2.5萬千瓦、響應電量5.4萬千瓦時，車主的度電放電收益約為3.5元。在此次實測中，虛擬電廠運營商通過預測現貨價格提前降低電價高峰時段的充電樁功率，緩解電網壓力的同時降低車主的充電費用。
除了新型調節(jié)資源，抽水蓄能電站在2025年迎峰度夏期間創(chuàng)記錄發(fā)揮。粵港澳大灣區(qū)31臺抽水蓄能機組單日最大調節(jié)電量突破1億千瓦時，約為全國單月用電量；7月30日，南網儲能惠州抽水蓄能電站機組2025年啟動次數達到10000次，較上年同期增長近四成。
2025年入夏后，國內多地遭遇極端高溫天氣，用電負荷持續(xù)攀升。在煤炭供應保障能力加強、電源投產、省間現貨市場電力互濟等情況下，迎峰度夏期間國內電力供需形勢總體平衡。
國家發(fā)展改革委在8月1日的新聞發(fā)布會上介紹，2025年以來，全國最高用電負荷連創(chuàng)新高，最高達到15.08億千瓦，較上年極值增加5700萬千瓦，相當于整個福建省的用電負荷。國家能源局數據顯示，2025年7月，全社會用電量達到10226億千瓦時，相當于日本的全年用電量，是國內乃至全球首次單月用電量突破萬億千瓦時。2025年1—7月，國內新增發(fā)電裝機容量同比增長約76%，風電、光伏發(fā)電貢獻近九成的裝機增量。
“2025年迎峰度夏期間，新型調節(jié)資源發(fā)展出現了明顯的轉變，由此前討論‘能不能用’‘有沒有用’轉向‘如何高效協同應用’?！眹W能源研究院有限公司高級研究員、正高級工程師劉思佳說。在這個過程中，市場和政策都發(fā)揮了積極的作用。
政策+市場助推
多個省級電力市場已賦予新型儲能獨立市場主體的身份，在試驗“怎么用更好”的基礎上探索市場化運作。
2023年底，國內獨立儲能以“報量報價”的方式參與電力現貨市場的模式在廣東啟動，目前已在山東、山西等現貨市場運行?！?025年廣東電力市場半年報告》顯示，2025年1—6月，9家獨立儲能和1家抽水蓄能參與廣東電力現貨市場，充電（抽水）電量共計9.6億千瓦時，均價276.3厘/千瓦時；放電（發(fā)電）電量8.0億千瓦時，均價397.6厘/千瓦時，充放電價差為121.3厘/千瓦時。截至目前，山西有22家獨立儲能電站在交易平臺注冊，山東有49家參與市場交易。
部分省份出臺獨立儲能充放電價格政策，且在迎峰度夏期間有所傾斜。浙江出臺了電網側儲能臨時價格政策，2025年7月1日至9月15日，未參與現貨市場且按照調度機構安排充電的電網側儲能項目，在一般工商業(yè)電價非低谷時段充電的，充電價格按低谷時段價格執(zhí)行，上網電量對應的充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
江蘇省新能源開發(fā)股份有限公司2025年6月投資者關系活動記錄顯示，該公司獨立儲能項目在迎峰度夏（冬）期間，按照電網調度指令通過充放電形式參與電網調峰運行，不結算充電費用；在非迎峰度夏（冬）期間，可根據自身需求進行充放電，充電電量按江蘇省燃煤發(fā)電基準價的60%計算，上述放電電量價格均為江蘇省燃煤發(fā)電基準價。該公司執(zhí)行的是江蘇省發(fā)展改革委《關于加快推動我省新型儲能項目高質量發(fā)展的若干措施》（蘇發(fā)改能源發(fā)〔2023〕775號）。2025年5月印發(fā)的《江蘇省電力現貨市場運營規(guī)則（V2.0版）》提出，電網側儲能可自愿參與現貨市場，參與現貨市場期間，不再按照上述政策結算。上述公司也提到，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期間，項目可獲得頂峰費用支持。
內蒙古、河北出臺了獨立儲能容量補償政策。內蒙古對納入規(guī)劃的獨立新型儲能電站向公用電網的放電量進行補償，補償標準一年一定，補償標準明確后執(zhí)行10年，2025年及以前建成投產項目的補償標準為0.35元/千瓦時。截至2025年上半年，內蒙古獨立儲能電站放電量補償金額累計超過2億元。河北獨立儲能電站按并網時間先后競爭獲得容量補償，年度含稅容量電價為100元/千瓦。
山西、山東、廣東、江蘇等多地已在市場規(guī)則中明確虛擬電廠的市場主體身份，實際參與市場的進度較新型儲能慢。國內前三個“轉正”的現貨市場——山西、廣東、山東電力交易機構9月9日運行日報顯示，截至8月底，山西有10家虛擬電廠注冊入市；山東和廣東暫沒有虛擬電廠參與交易。車網互動則主要處于試點階段，山東、江蘇通過出臺專門的充放電價格政策支撐V2G技術試驗和商業(yè)模式探索。
資源和市場共成長
當前，部分省區(qū)電力市場建設仍不成熟，市場價格發(fā)現供需、反映調節(jié)資源價值的功能尚無法充分發(fā)揮，但大規(guī)模新型儲能已經“就位”，政府出臺階段性價格政策有利于推動行業(yè)發(fā)展。“雖然政府定價的準確度不如市場價格高，但在有效市場形成前政策及時補位，能讓大規(guī)?，F成的資源發(fā)揮作用，且在使用過程中積累經驗、優(yōu)化技術?！眲⑺技驯硎荆暗袌鲋黧w不能把階段性的政府定價當做固定機制，未來還是要發(fā)揮市場對價格形成、優(yōu)化資源配置的主導作用?！?/span>
在低碳轉型和支持政策密集出臺的背景下，國內新型儲能發(fā)展迅猛，近5年裝機規(guī)模增長了近30倍。2025年1月《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）印發(fā)，明確不得強制新能源項目配建儲能，此后新型儲能行業(yè)進入了政策依賴的“戒斷期”。
業(yè)內人士普遍認為，對新型儲能而言，階段性的價格政策能在市場建設完善前“扶一把”，未來行業(yè)發(fā)展還是要走市場化道路，根據優(yōu)勢在電力系統(tǒng)中找到自身定位，滿足市場自主選擇的需求，并通過參與電力市場盈利。作為新型調節(jié)資源的代表，新型儲能的調用和市場化盈利模式將給虛擬電廠、車網互動等提供借鑒。
2025年，各地現貨市場建設加速推進，《電力市場運行基本規(guī)則》及中長期、現貨、輔助服務等基本規(guī)則也已將儲能、虛擬電廠等納入參與市場的新型經營主體。劉思佳表示，要進一步明確市場競爭的預期，強化調度公平，通過系統(tǒng)模型運算而非人為決策，實現市場化運作下資源調用的公平性。
為新型儲能提供容量補償呼聲較高。此前，租賃費貢獻新型儲能項目的近半收益。劉思佳認為，容量補償機制乃至容量市場的重要性毋庸置疑，但要正確認識提供容量費用的目的?！疤峁┤萘垦a償的原因，在于資源提供了系統(tǒng)所需的容量價值，而不僅是為了讓資源回收所有成本。在核定容量價格時，不應看資源有多少成本，而要看其能提供多少有效容量?！?/span>
在136號文出臺前，業(yè)內對是否應該出臺全國性儲能容量電價政策就存在不同的意見。有觀點稱，當前，部分地區(qū)試點推行儲能容量電價政策，是基于當地新能源行業(yè)發(fā)展和系統(tǒng)實際調節(jié)需要。若在全國層面推行，可能會影響136號文推動儲能市場化轉型的進程。
136號文提出的“適當放寬現貨市場限價”被視為支持新型調節(jié)資源發(fā)展的積極信號。劉思佳表示：“由于市場工具可能失靈、被操縱，隨著現貨價差逐步擴大，對市場價格監(jiān)管的需求反而更強了?！彼ㄗh，要配套相關的市場監(jiān)管機制，在實現社會整體用能水平穩(wěn)定的情況下獲得一定的市場價格空間?！安皇且€別時間節(jié)點的價格信號，機制設計要巧妙地兼顧保障市場價格總體穩(wěn)定和利用有效價格信號引導供需調節(jié)?！?/span>
