中國儲能網(wǎng)訊：9月12日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式印發(fā)《新型儲能規(guī)?；ㄔO專項行動方案（2025—2027年）》，要求到2027年，新型儲能基本實現(xiàn)規(guī)模化、市場化發(fā)展，技術創(chuàng)新水平和裝備制造能力穩(wěn)居全球前列。隨著全球能源轉型加速推進，中國電力系統(tǒng)正在經(jīng)歷一場深刻的結構性變革。今年上半年，新能源裝機規(guī)模已超過電網(wǎng)最大承受負荷，標志著電力系統(tǒng)調節(jié)進入新階段；5月出臺的《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》從制度層面打破了傳統(tǒng)電網(wǎng)架構的束縛。這些變化共同勾勒出新型電力系統(tǒng)的發(fā)展輪廓，為構建清潔低碳、安全高效的能源體系奠定基礎。
從傳統(tǒng)并網(wǎng)到綠電直連
連接方式的根本變革
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)依賴“源—網(wǎng)—荷”三級架構，電站型電源需經(jīng)公共電網(wǎng)中轉后供電給用戶。這種模式在保障系統(tǒng)安全運行的同時，也帶來了電網(wǎng)投資增加與調度壓力累積的問題。傳統(tǒng)并網(wǎng)模式要求新能源項目全額上網(wǎng)，通過電網(wǎng)統(tǒng)一調度分配。這種模式雖然保證了系統(tǒng)運行的統(tǒng)一性，但也造成了投資重復和效率損失。新能源項目需要投資建設升壓站、送出線路等設施，電網(wǎng)企業(yè)需要加強網(wǎng)架結構以應對新能源接入，產(chǎn)生了雙重投資。風電、光伏等可再生能源具有間歇性、隨機性和波動性的特點，給電網(wǎng)調度運行帶來巨大壓力。特別是在冬季供暖期，新能源發(fā)電豐期與供熱期疊加，電網(wǎng)調峰、調頻困難。以北方地區(qū)為例，供熱期電力系統(tǒng)調節(jié)能力受限，瓶頸不斷凸顯，新能源消納空間被壓縮，棄風棄光現(xiàn)象時有發(fā)生。同時，新能源電力經(jīng)過多級變壓和長距離輸送，線損率較高，降低了能源利用效率。特別是在偏遠地區(qū)建設的大型新能源基地，送出消納問題尤為突出。新能源設備大多通過電力電子器件接入電網(wǎng)，電壓穩(wěn)定性面臨挑戰(zhàn)。
綠電直連模式的興起標志著連接方式的根本性變革。《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》明確了綠電直連的定義：風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，而是通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式。這一模式通過物理層面的電力輸送路徑重構，實現(xiàn)新能源發(fā)電與終端用戶之間的直接耦合。
各地積極響應，推出了一系列配套措施。新疆維吾爾自治區(qū)提出6方面21條具體政策措施，鼓勵開展綠電直連試點，推動氫氨醇產(chǎn)業(yè)發(fā)展；江蘇省在全國率先啟動綠電直連供電試點，覆蓋常州、蘇州、鹽城三市的五個項目，通過“綠電專線”模式降低重點電池企業(yè)的碳排放。目前看來，綠電直連帶來了顯著的經(jīng)濟效益。根據(jù)相關研究，在廣東省，垃圾焚燒發(fā)電直連部分的電價比使用網(wǎng)電存在0.05元—0.08元/度的經(jīng)濟性優(yōu)勢；在浙江省，這一優(yōu)勢達到0.07元—0.11元/度。同時，通過“物理溯源+綠證認證”機制，企業(yè)可獲得國際認可的綠色用能證明，滿足部分國際規(guī)則對綠電供應鏈“物理可追蹤性”的嚴格要求。
從“強制配儲”到“按需配儲”
政策理念的理性回歸
中國儲能政策經(jīng)歷了從“強制配儲”到“按需配儲”的重大轉變。2017年，青海省發(fā)展改革委率先要求風電項目按照規(guī)模的10%配套建設儲電裝置。此后，20多個省區(qū)市跟進實施強制配儲政策。這方面的政策在初期有效推動了儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，但也帶來了諸多問題：配套儲能直接推高項目初始投資，且儲能電池壽命到期后還需高額的更換費用；高成本壓力下，不少新能源發(fā)電項目陷入“建成即虧損”的困境。
2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》，明確提出“不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”。這標志著實行了近8年之久的“強制配儲”政策被叫停。
這一政策轉變反映了行業(yè)發(fā)展階段的變遷，從政府強制推動轉向市場需求引導，更加注重儲能的實際效益和經(jīng)濟性。盡管“強制配儲”被叫停，但儲能支持政策并未減弱，而是轉向更加科學合理的鼓勵方式。《新型儲能規(guī)?；ㄔO專項行動方案（2025—2027年）》提出建立新型儲能“電能量市場賺取價差+輔助服務+容量補償”三重收益模式，為儲能行業(yè)發(fā)展提供更加可持續(xù)的政策環(huán)境。
為確保儲能項目的經(jīng)濟性，國家正不斷完善儲能收益模式和市場機制。容量補償政策已在多個省區(qū)市落地實施：寧夏回族自治區(qū)出臺容量電價機制，定價160元—165元/千瓦·年；甘肅省為330元/千瓦·年。預計到2025年底近20個省區(qū)市將出臺相關政策，目前已有10個省推出容量電價或容量補償政策。
綠電直連政策也為儲能應用創(chuàng)造了新空間?！对颇鲜⊥苿泳G電直連建設實施方案》提出，綠電直連并網(wǎng)型項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活性調節(jié)潛力等方式確保與公共電網(wǎng)的交換功率不超過申報容量，要求根據(jù)項目情況配置合理比例的儲能系統(tǒng)。
從“源隨荷動”到“源網(wǎng)荷儲”
系統(tǒng)結構的深度重構
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的運行基于“源隨荷動”的理念，即電源跟隨負荷變化進行調整。隨著可再生能源占比的不斷提高，電力系統(tǒng)的運行方式正在向“源荷互動”轉變，這就需要儲能系統(tǒng)提供靈活的調節(jié)能力?！霸淳W(wǎng)荷儲”一體化概念的提出和實踐，意味著系統(tǒng)結構的深度重構。
源網(wǎng)荷儲一體化系統(tǒng)根據(jù)其組織方式和運行特點可分為區(qū)域型、園區(qū)型和用戶型三種類型。區(qū)域型源網(wǎng)荷儲一體化通常覆蓋較大地理范圍，例如內蒙古自治區(qū)推出的多個吉瓦級項目；園區(qū)型主要針對工業(yè)園區(qū)、高新技術園區(qū)等用電集中區(qū)域；用戶型則針對單一大型用戶，例如電解鋁、冶金等高耗能企業(yè)。
值得關注的是，綠電直連與氫儲能系統(tǒng)在技術特性上具有天然的互補性。綠電直連提供了可再生能源直接利用的通道，避免了電網(wǎng)中間環(huán)節(jié)的損耗和限制；氫儲能則解決了可再生能源不穩(wěn)定性和間歇性問題，提供了長期、大規(guī)模的能源存儲能力。
在系統(tǒng)集成方面，直流直連技術正在成為重要的創(chuàng)新方向。興藍風電在張家口市崇禮區(qū)部署的3.4兆瓦永磁直驅直流風力發(fā)電機組，基于高效柔性綠化氫基的整體解決方案已連續(xù)穩(wěn)定運行超3年，成為國內首例直流微網(wǎng)風光儲互補制氫系統(tǒng)的核心裝備。
從“剛性網(wǎng)絡”到“柔性互聯(lián)”
運行模式的智能進化
隨著能源轉型的深入，電力系統(tǒng)正在從“剛性網(wǎng)絡”向“柔性互聯(lián)”進化。這種進化體現(xiàn)在多個層面：從集中式的大電網(wǎng)到分布式微電網(wǎng)的協(xié)同共存，從單向功率流動到雙向能量交互，從剛性運行到柔性調節(jié)。
虛擬電廠技術的應用，使得多個分散的綠電直連項目可以聚合運行，參與電網(wǎng)調節(jié)；區(qū)塊鏈技術的引入，讓綠電溯源更加透明可靠；包括氫儲能在內的新型儲能方式，為解決綠電不穩(wěn)定性提供了更多選擇。這些技術創(chuàng)新共同構成了“柔性互聯(lián)”的技術支撐體系。
人工智能技術在儲能領域的應用也為系統(tǒng)柔性化提供了新路徑。國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于推進“人工智能+”能源高質量發(fā)展的實施意見》提出，到2027年，能源與人工智能融合創(chuàng)新體系初步構建。人工智能技術通過精準預測風光發(fā)電波動、實時優(yōu)化綠電與傳統(tǒng)電力配比，可有效破解“棄風棄光”問題。
“柔性互聯(lián)”的運行模式需要相應的市場機制和商業(yè)模式的創(chuàng)新。《電力現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)市場建設指引》強調現(xiàn)貨市場“優(yōu)化形成機組組合”，支持“電源+儲能”作為聯(lián)合報價主體參與現(xiàn)貨市場活動，鼓勵新型經(jīng)營主體以聚合等多種方式參與輔助服務市場活動。同時，共享儲能、云儲能等新型商業(yè)模式正在興起，也提高了儲能設施的利用率和經(jīng)濟性。
盡管電網(wǎng)與儲能行業(yè)正在發(fā)生積極變化，但仍面臨諸多挑戰(zhàn)。在技術方面，儲能系統(tǒng)的安全性、循環(huán)壽命和能量密度仍需進一步提升；新能源發(fā)電預測精度不足，影響儲能運行策略的優(yōu)化；系統(tǒng)集成和協(xié)調控制技術有待提高。在經(jīng)濟方面，儲能系統(tǒng)初始投資成本仍然較高；電力市場機制不完善，儲能的多重價值難以充分體現(xiàn)；項目融資渠道有限，資金成本較高。在政策方面，跨部門協(xié)調難度大，政策執(zhí)行存在不確定性；地方政策差異較大，項目推廣面臨障礙；個別長期政策導向不夠明確，影響企業(yè)長期投資決策。
未來一段時期，發(fā)展趨勢或將呈現(xiàn)以下特點：長時儲能技術成為重要發(fā)展方向，解決跨季節(jié)、大規(guī)模、長時段配置需求；多元化應用模式不斷創(chuàng)新，綠電直連、虛擬電廠、智能微電網(wǎng)、“源網(wǎng)荷儲”一體化、車網(wǎng)互動等應用模式進一步發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)作用；全球化市場拓展加速，海外市場正在經(jīng)歷與國內類似的電網(wǎng)新能源轉型，對儲能的需求日益增長。
