4月11日，在ESIE 2025第十三届储能国际峰会暨展览会现场，阳光电源举办主题为“深耕场景x智慧赋能 工商业储能发展更优解” PhD Talk 博士分享会。 活动邀请彭博新能源财经中国能源转型专家寇楠楠担任主持人，汇聚阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟、WRI世界资源研究所可持续转型中心能源项目研究专家宋婧、阳光慧碳总经理周文闻，以及媒体机构、行业代表，围绕政策变革、技术创新、零碳园区实践、行业困境破局等热点议题展开对话，共探新能源市场化浪潮下的工商业储能发展更优解。 储能行业正从政策红利期迈向价值深耕期，唯有以技术创新为矛、场景化产品方案为盾，以长期主义，聚焦客户价值，引领工商业绿色转型与行业变革。 政策技术双轮驱动，重塑产业格局 2025年堪称新能源产业变革的关键节点——政策改革持续深化、储能技术产品迭代、AI与能源电力系统加速融合等，正在重塑全球能源格局。在这一进程中，工商业储能深入零碳园区，逐渐成为绿色发展新引擎。 阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟博士指出，电力市场化改革与新型储能政策正推动工商业储能从“备用电源”转向“价值创造主体”。分时电价机制与辅助服务市场的完善，将加速用户侧储能收益多元化。而AI与储能的融合正推动行业从“经验驱动”迈向“智能驱动”的范式跃迁。作为全球领先的储能系统解决方案提供商，阳光电源认为，AI技术将在能量管理精准化、调度决策实时化、电力交易博弈最优化三大维度重塑储能产品价值，并催生万亿级市场增量空间。 WRI世界资源研究所能源项目研究专家宋婧博士分享了海外零碳园区的实践经验，指出其核心在于“分布式能源+数字化管理”的协同。她强调，零碳园区不仅是全球碳中和的关键载体，更是区域能源韧性、产业竞争力升级的抓手。阳光慧碳总经理周文闻博士补充，国内零碳园区从试点逐步迈向规模化，而构建“源网荷储”一体化解决方案，“能碳协同”是关键。 回归场景需求，破解能源“不可能三角” 针对工商业绿色转型痛点，宋婧博士指出，企业不仅面临绿色转型要求，还需应对稳定用电、电价波动、限电风险等现实挑战，而储能与分布式能源的灵活配置是破局关键。曹伟认为，“安全、高效、长期主义”是工商业储能可持续发展的三大关键因素，强调阳光电源始终从客户价值出发，回归场景需求，提出工商业储能“一场景一方案”理念。 例如，阳光电源今年最新发布的工商业255CS系列产品方案，在光储融合场景具备“交流耦合”和“直流耦合”模式；针对大工业场景推出“专为大工业”而生的800CS系列产品；为高耗能园区打造“光储充一体化”系统；在限电频发区域，则以储能为核心构建离网备电方案，保障稳定供电；此外还有针对小微商业场景的100度电产品方案、大型用户侧场景下的5000度电产品方案。 现场，周文闻博士以阳光产业园为例，进一步解读了能源“不可能三角”的破解路径，依托iCarbon能碳平台，目前阳光慧碳已在园区、工厂、医院等场景先行实践绿色低碳示范，助力实现“经济性-稳定性-低碳性”的动态平衡。“从可持续发展角度出发，阳光产业园选择了多样化清洁能源供给方案，构建光伏、储能、充电桩等相互补充的可再生能源系统。”阳光储能+阳光慧碳，打造光储充一体化零碳园区助力行业绿色减碳。 价值突围，以长期主义迈向零碳未来 工商业园区绿色转型的核心诉求在于“降本、增稳、减碳”，储能技术需从经济性优化、系统可靠性提升、多能协同融合等维度，全面升级。曹伟从工商业储能发展趋势分析，随着分布式光伏参与电力交易，用户对“储能+交易服务”的需求激增，阳光电源工商储产品提供全生命周期服务模式，覆盖峰谷套利、需量管理、绿电消纳等多维场景。“储能企业要卷价值，而非卷价格”，未来阳光将持续深耕工商业场景，基于需求洞察、产品创新、极致服务，深化全球化布局，不断构建护城河。 谈及零碳园区海内外落地实践，宋婧博士认为仍需政策端明确碳核算标准、市场端完善绿电交易机制。周文闻博士则强调，零碳园区的发展离不开虚拟电厂、能碳协同，需打通能源流、碳流、数据流，并现场阐释了其关键技术和商业模式。 面对国内竞争乱象与国际合规挑战，现场嘉宾纷纷结合自身研究和实践领域，提出行业困境破局思考，共同呼吁以良性竞争驱动可持续产业生态。 作为全球领先的新能源企业，阳光电源在工商业储能领域的核心竞争力源于其技术创新、场景深耕与安全引领，通过全栈自研与全球化布局形成差异化壁垒。阳光电源工商业储能产品方案目前成功应用于全球超1000个项目，助力工商业低碳转型。

在现代社会，电力已成为与水、食物同等重要的基础资源。但与自来水和粮食不同，电力的生产、传输和消费必须实时匹配，且涉及复杂的物理网络和经济机制。电力市场作为电力资源优化配置的核心机制，其体系结构的复杂性远超一般商品市场。 一、电力批发市场：电力交易的"中枢神经" 1. 定义与核心功能 电力批发市场是电力市场体系的"心脏"，负责在发电侧与用电侧之间建立价格发现机制。其核心功能包括： 资源优化配置：通过市场竞争选择成本最低的发电机组价格信号传递：实时反映电力供需关系系统可靠性保障：通过经济手段确保电力供应安全 2. 运作机制解析 以美国PJM市场为例，其日间市场（Day-Ahead Market）通过全电量竞价，发电企业申报机组出力曲线和报价，市场出清系统结合负荷预测和网络约束，计算系统边际电价（LMP）。这种"全电量竞争"机制确保了市场效率。 3. 中国实践：从计划到市场的转型 我国电力批发市场经历了从"计划分配"到"中长期交易为主+现货试点"的转变。2021年南方（以广东起步）电力现货市场试运行期间，通过"日前+实时"双结算机制，电价波动最高达2元/千瓦时，有效缓解了煤电亏损问题。 二、电力零售市场：连接用户的"最后一公里" 1. 市场结构特征 零售市场呈现"双寡头"与"自由竞争"并存的格局： 售电公司角色：代理用户参与批发市场，提供套餐服务价格形成机制：批发价格+零售价差+服务费用户选择权：在准入机制下自主选择供应商 2. 典型模式对比 模式类型 代表国家 用户选择权 价格形成 垄断型 日本 无 政府管制 竞争型 英国 完全开放 市场竞争 混合型 德国 有限选择 双轨制 3. 中国零售市场发展现状 2022年全国市场化交易电量占比达46%，但仍有超50%用户通过电网公司购电。广东试点"零售套餐分级"，推出"基础套餐+可选附加服务"模式，用户满意度提升23%。 三、电力实物市场 vs 金融市场：实物交易与金融工具的协同 1. 实物市场：电力物理属性的交易 交易标的：实际电力商品（电能量、容量）核心功能：确保电力实时平衡典型产品：中长期差价合约（PPA）、日前市场合约 2. 金融市场：风险对冲与价格发现 衍生品类型：电力期货、期权、差价合约功能价值：对冲价格波动风险（如煤价波动），发现远期价格信号，提高市场流动性 3. 两者协同案例 英国N2EX电力期货市场与实物市场联动：发电企业通过期货锁定未来电价，同时在实时市场根据机组状态调整出力，实现风险对冲与收益最大化。 四、电能量市场与容量市场：电力系统"双支柱" 1. 电能量市场：电力商品的"价值实现" 交易标的：电能量（kWh）核心目标：发现电力使用价值典型场景：风电场通过竞价获得每度电0.35元收益 2. 容量市场：电力系统的"安全保证金" 存在必要性：弥补边际成本定价的缺陷运作模式：拍卖制（如英国T-4拍卖），容量义务制（如美国PJM）中国实践：2021年华中区域启动容量补偿机制，对备用容量支付0.05元/千瓦/日 3. 两者协同效应 美国PJM市场通过"能量+容量"双轨结算，确保在2023年极端高温期间系统备用容量充足，避免了拉闸限电。 五、辅助服务市场：电网稳定的"隐形守护者" 1. 市场构成要素 服务类型：一次调频（频率调节），备用容量（旋转/非旋转备用），无功支持（电压调节）定价机制：按效果付费（如按MW/分钟计价） 2. 技术演进趋势 传统提供者：燃煤机组（调频响应时间2-3分钟）新型参与者：储能电站（响应时间<1秒）市场创新：虚拟电厂聚合分布式资源参与调频 3. 经济价值量化 2022年浙江辅助服务市场中，储能电站通过调频服务获得每兆瓦时最高3000元收益，相当于其度电成本的150%。 六、输电权市场：破解电网阻塞的"钥匙" 1. 市场运行逻辑 阻塞管理：物理潮流与合同路径的偏差输电权类型：FTR（金融输电权），PTR（物理输电权）价格形成：反映节点电价差值 2. 典型案例分析 美国NYISO市场中，FTR持有者通过套利机制：买入低电价区发电权，卖出高电价区电力，通过FTR覆盖输电成本 3. 中国试点进展 2023年华东区域开展输电权交易试点，通过"输电权+差价合约"组合，降低跨省交易成本约0.08元/千瓦时。 七、电力现货市场：实时市场的"神经末梢" 1. 市场设计要素 交易周期：15分钟-小时级 价格特征：节点电价（LMP）关键功能：平衡实时供需，发现边际成本 2. 价格波动典型案例 2021年广东电力现货市场：日间电价0.3-0.5元/千瓦时，电网堵塞时段电价达2.1元/千瓦时，风电大发时段电价跌至-0.1元/千瓦时 3. 市场机制创新 德国日前市场引入"负电价"机制，当可再生能源过剩时，用户获得发电补贴，促进储能投资。 八、电力中长期市场：稳定性的"压舱石" 1. 合约类型与功能 差价合约（PPA）：锁定价格波动风险物理合约：确保物理交割金融合约：纯风险对冲工具 2. 典型交易策略 发电企业：签订"固定价格+浮动价差"合约用户侧：采用"阶梯式"电价合约应对峰谷波动 3. 中国中长期交易发展 2023年全国中长期交易电量突破5万亿千瓦时，其中：绿电交易占比达18%，省间交易占比提升至35% 九、单边市场与双边市场：市场设计的"双路径" 1. 单边市场模式 典型代表：早期的电力库模式（如中国2002年）运作特点：政府设定统一电价，电网公司作为唯一购电方局限性：缺乏竞争导致效率低下 2. 双边市场模式 核心特征：多主体直接交易交易方式：场外协商，集中竞价，平台撮合优势：提升交易透明度和效率 3. 过渡期的混合模式 2020年山东电力市场采用"双边协商+集中竞价"组合，2022年双边交易占比达65%，市场集中度从CR4=80%降至55%。 十、市场体系的协同运作：电力系统的"交响乐" 1. 市场层级关系 顶层：辅助服务市场 中层：容量市场+金融衍生品 底层：电能量市场+输电权市场 终端：零售市场 2. 典型交易流程 发电企业申报机组参数市场出清确定发电组合输电权交易平衡网络约束辅助服务市场保障系统稳定零售公司向用户分发电力 3. 系统稳定性保障机制 备用容量机制：保持10%-15%的备用容量价格上限规则：设置2元/千瓦时的紧急价格天花板市场干预权：在极端情况下启动政府调节 十一、市场改革的全球实践与启示 1. 欧洲市场：一体化与绿电转型 ENTSO-E系统：实现跨国电力流动绿电证书（GO）：2023年交易量突破1000亿千瓦时挑战：跨区输电能力不足导致电价差异达50% 2. 美国市场：区域差异与创新 CAISO市场：光伏占比达35%时仍保持稳定PJM市场：通过容量市场维持煤电退出平稳创新点：需求响应参与辅助服务市场 3. 中国改革路径：渐进式市场化 2015年电改9号文：确立"管住中间、放开两头"原则2021年现货试点：8省开展电力现货市场2025年目标：形成全国统一电力市场 十二、未来市场发展的三大趋势 1. 市场机制数字化 区块链应用：实现交易数据不可篡改AI预测：负荷预测误差降低至5%以内虚拟电厂：聚合分布式资源参与市场 2. 绿色电力市场深化 绿电溢价：2030年或达0.1元/千瓦时碳市场联动：碳排放权与电力市场耦合国际绿证交易：形成全球统一标准 3. 用户侧革命 虚拟电厂用户：家庭储能设备参与调频动态定价：需求响应触发实时电价调整能源社区：本地化电力交易网络兴起 电力市场体系的完善程度，直接决定着能源转型的成败。从物理电网到数字电网，从单一发电到多能互补，从计划分配到市场优化，电力市场正在经历前所未有的变革。随着新型电力系统的构建，市场设计将更加注重： 灵活性：适应高比例可再生能源包容性：容纳分布式能源和储能设备可持续性：推动碳中和目标实现 未来电力市场的终极形态，必然是一个物理特性与市场机制深度融合的智能系统，它将像互联网一样，成为现代社会不可或缺的基础设施。

在能源转型的大背景下，电力市场正经历着深刻变革。从传统的垂直一体化模式向市场化交易体系转变，电力市场的结构日益复杂且多元化。今天，让我们深入探讨电力市场的体系架构，以及其中关键名词的含义与实际作用。 电力批发市场：大宗电力交易的 “大舞台” 电力批发市场是发电企业与大用户、售电公司等市场主体进行大规模电力交易的场所。在这个市场中，交易的电量规模巨大，通常以兆瓦（MW）甚至吉瓦（GW）为单位计量。其交易方式包括集中竞价、双边协商等。 在集中竞价模式下，发电企业和购电方在规定时间内提交各自的报价和电量，通过市场运营机构的统一计算，按照价格优先、时间优先等原则确定交易结果。双边协商则是买卖双方直接就交易电量、价格、交易时间等条款进行一对一谈判，达成一致后签订交易合同。 实际作用上，电力批发市场犹如电力资源配置的 “总指挥”。通过市场机制，它能够将电力从发电充裕地区调配到电力需求旺盛的区域，实现资源在更大范围内的优化配置。例如，在我国西部能源基地，水电、火电等发电资源丰富，但本地用电需求相对有限，通过电力批发市场，这些地区的电力可以输送到东部经济发达、电力需求大的地区，促进了区域间的能源优势互补。 从价格形成角度看，电力批发市场的交易价格是整个电力市场价格体系的重要基础。其价格波动反映了电力的供需关系、发电成本等多种因素，为零售市场及其他相关市场提供了价格信号指引。当批发市场电力供应紧张时，价格上涨，这会促使发电企业增加发电出力，同时也引导下游用户合理调整用电行为，提高能源利用效率。 电力零售市场：连接终端用户的 “最后一公里” 电力零售市场是售电公司与终端用户之间的交易平台。终端用户包括工业企业、商业用户以及居民用户等各类电力消费者。售电公司在这个市场中扮演着关键角色，它们从电力批发市场购电，然后将电力销售给终端用户，并为用户提供多样化的服务。 售电公司提供的服务不仅仅是简单的电力售卖，还包括电费结算、用电咨询、节能改造建议等增值服务。为了满足不同用户的需求，售电公司通常会推出多种套餐方案。对于工业用户，可能会根据其用电负荷特性、生产计划等制定定制化的套餐，包括不同的电价结构、电量套餐等。对于居民用户，除了基本的电价套餐外，还可能提供绿色电力套餐，满足居民对清洁能源的消费需求。 在实际作用方面，电力零售市场赋予了终端用户选择权。在传统电力体制下，用户只能从单一的供电企业获取电力，没有自主选择的权利。而在零售市场开放后，用户可以根据自身需求和偏好，选择不同的售电公司和套餐。这种竞争机制促使售电公司不断提升服务质量，降低成本，以吸引更多用户。例如，一些售电公司通过与节能服务公司合作，为用户提供节能诊断和改造方案，帮助用户降低用电成本，同时也提升了自身的市场竞争力。 此外，电力零售市场在促进需求响应方面发挥着重要作用。售电公司可以通过价格信号引导用户调整用电行为。比如，在用电高峰时段，提高电价，鼓励用户减少非必要用电；在用电低谷时段，降低电价，引导用户将部分可调节用电设备的运行时间调整到低谷时段。通过这种方式，实现电力供需的削峰填谷，提高电力系统的运行效率和稳定性。 电力实物市场：“实打实” 的电力交易 电力实物市场主要进行以实际电力交割为标的的交易，它涵盖了中长期实物交易和现货实物交易。中长期实物交易通常以年度、月度为周期，交易双方通过签订合同，约定在未来一段时间内的电力交易量、交易价格以及交割时间等具体条款。这种交易方式能够帮助发电企业和用户锁定一定时期内的电力供应和需求，降低价格波动带来的风险。 现货实物交易则更加注重即时性，一般以日前、日内甚至实时为交易周期。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的实时供需情况进行报价和交易。例如，在夏季高温时段，空调负荷大幅增加，电力需求急剧上升，此时现货市场价格可能会迅速上涨，发电企业会根据价格信号增加发电出力，以满足实时电力需求。 电力实物市场的实际作用体现在多个方面。从中长期交易来看，它为电力市场提供了稳定性和可预测性。发电企业可以根据中长期合同安排发电计划，合理规划机组检修、燃料采购等生产活动。用户也能够基于中长期合同制定稳定的生产经营计划，避免因电力供应不稳定或价格大幅波动对生产造成影响。 现货市场则在电力系统实时平衡中发挥着关键作用。它能够快速反映电力供需的瞬时变化，通过价格机制引导发电企业和用户及时调整发电和用电行为，确保电力系统在任何时刻都能保持供需平衡。当电力系统出现突发故障导致部分机组停机时，现货市场价格会迅速上升，激励其他机组增加出力，同时也促使部分可中断负荷用户减少用电，从而维持电力系统的稳定运行。 电力金融市场：为电力交易 “保驾护航” 电力金融市场交易的是电力相关的金融衍生品，如电力期货、期权、差价合约等。电力期货是一种标准化合约，规定了在未来特定时间、以特定价格交割一定数量电力的义务。期权则赋予期权买方在规定时间内以约定价格买入或卖出电力的权利，但不负有必须执行的义务。差价合约是交易双方约定在未来某一时期内，根据电力实际市场价格与合同约定价格的差价进行结算的合约。 这些金融衍生品在电力市场中发挥着重要的风险管理和价格发现功能。对于发电企业而言，通过参与电力期货市场，它们可以在发电前就锁定未来的电力销售价格，避免因市场价格波动导致收益受损。例如，一家火电企业预计未来几个月煤炭价格可能上涨，从而增加发电成本，为了规避价格风险，该企业可以在期货市场上卖出电力期货合约，以锁定当前相对较高的电力价格，确保在未来即使煤炭价格上涨，其发电收益也能得到一定保障。 对于用户来说，电力金融市场同样提供了风险管理工具。大型工业用户可以通过购买电力期权，获得在未来以约定价格购买电力的权利。如果市场电力价格上涨超过期权约定价格，用户可以选择执行期权，以较低的价格购电；如果市场价格低于约定价格，用户则可以放弃执行期权，在市场上以更低价格购电，从而有效控制用电成本。 此外，电力金融市场的交易价格还能够反映市场参与者对未来电力供需和价格走势的预期，具有价格发现功能。期货市场的价格波动综合了众多市场参与者对宏观经济形势、能源政策、天气变化等多种因素的判断，为电力实物市场及其他相关市场提供了重要的价格参考信号。 电能量市场：电力交易的 “核心战场” 电能量市场是专门进行电能本身交易的市场，它是电力市场体系的核心组成部分。在电能量市场中，交易的标的就是实实在在的电力能量，以千瓦时（kWh）为计量单位。电能量市场同样分为中长期电能量市场和现货电能量市场，其交易机制与前面提到的电力实物市场中的中长期和现货交易有相似之处，但更侧重于电能量的买卖。 在中长期电能量市场中，交易双方通过签订合同，确定未来一段时间内的电能量交易量和交易价格。这种交易方式能够为发电企业和用户提供稳定的电力供应和需求预期，有助于双方合理安排生产和经营活动。例如，一家大型钢铁企业与发电企业签订了年度电能量交易合同，明确了全年的用电电量和价格，这样钢铁企业可以根据合同电量制定稳定的生产计划，避免因电力供应不足或价格大幅波动影响生产进度。 现货电能量市场则更加注重实时性，它根据电力系统的实时供需情况进行电能量的交易。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的负荷水平、发电出力、电网运行状态等因素进行报价，通过市场出清机制确定交易价格和电量。当电力系统处于用电高峰时段，负荷需求大幅增加，现货电能量市场价格通常会上涨，发电企业会响应价格信号增加发电出力；反之，在用电低谷时段，价格下降，发电企业则会适当减少发电。 电能量市场的实际作用至关重要。它通过价格信号引导电力资源的优化配置，将电力资源分配到最需要的地方。当某一地区电力需求旺盛时，电能量市场价格上升，吸引更多发电企业向该地区供电；当某一地区电力供应过剩时，价格下降，促使发电企业调整发电计划，减少向该地区的供电量。这种市场调节机制能够提高电力资源的利用效率，保障电力系统的安全稳定运行。 容量市场：保障电力供应的 “后备军” 容量市场的主要目标是确保电力系统在未来能够拥有足够的发电容量，以满足不断增长的电力需求，并应对可能出现的发电设备故障、极端天气等意外情况，保障电力供应的可靠性。在容量市场中，市场主体交易的不是实际的电能量，而是发电容量资源。 发电企业通过参与容量市场，承诺在未来一定时期内能够提供的发电容量。容量市场通常采用拍卖机制来确定容量价格和容量提供者。监管机构或市场运营机构会根据对未来电力需求的预测以及系统可靠性要求，设定需要采购的发电容量目标。发电企业在拍卖中提交自己愿意提供的发电容量和对应的报价，通过竞争，报价较低且满足可靠性要求的发电企业将获得容量补偿。 容量市场在实际运行中发挥着关键作用。在传统电力市场中，单纯依靠电能量市场的价格信号可能无法充分激励发电企业投资建设新的发电容量。因为电能量市场价格波动较大，且在电力供应相对充裕时期，电能量价格可能较低，发电企业通过电能量销售获得的收益不足以覆盖投资建设新机组的成本。而容量市场的存在，为发电企业提供了额外的收入来源，即通过提供可靠的发电容量获得容量补偿。这能够有效激励发电企业投资建设新的发电设施，增加电力系统的发电容量储备，保障未来电力供应的可靠性。 例如，在一些经济快速发展的地区，电力需求持续增长，如果没有容量市场机制，发电企业可能因担心投资风险而不愿意及时投资建设新的电厂。但在容量市场的激励下，发电企业看到了稳定的容量收益预期，会更积极地进行发电容量扩充，确保在未来电力需求增长时，电力系统有足够的发电能力满足需求，避免出现电力短缺现象。 辅助服务市场：电力系统的 “稳定器” 辅助服务市场是为了保障电力系统安全、稳定、经济运行，由发电企业、储能设施、负荷聚合商等市场主体提供调频、调峰、备用等辅助服务，并进行交易和结算的市场。 调频服务主要用于维持电力系统频率稳定在规定范围内。由于电力系统的负荷时刻在变化，当负荷突然增加或减少时，系统频率会随之波动。调频机组通过快速调整自身发电出力，来平衡电力供需，使系统频率恢复到正常水平。调峰服务则是应对电力系统负荷的峰谷变化，在用电高峰时增加发电出力，在用电低谷时减少发电，以维持电力供需平衡。备用服务包括旋转备用（热备用）和非旋转备用（冷备用），旋转备用是指处于运行状态且随时可增加发电出力的机组，非旋转备用是指处于停机状态但可在规定时间内启动并投入运行的机组。这些备用机组在电力系统出现突发故障导致部分机组停机时，能够迅速投入运行，保障电力供应的连续性。 辅助服务市场的实际作用不可忽视。随着电力系统中新能源发电占比不断提高，由于新能源发电具有间歇性和波动性特点，对电力系统的稳定性和调节能力提出了更高要求。辅助服务市场通过市场机制，激励各类市场主体积极参与提供辅助服务，有效提升了电力系统应对新能源接入带来的挑战的能力。例如，储能设施可以在电力低谷时段储存电能，在用电高峰时段释放电能，起到调峰作用；负荷聚合商通过整合大量可调节负荷资源，参与电力系统的调频、调峰和备用服务，提高了电力系统的灵活性和可靠性。 此外，辅助服务市场的建立，为发电企业等市场主体提供了新的盈利渠道。除了通过电能量市场销售电力获得收入外，发电企业可以通过提供辅助服务获得额外收益，这有助于提高发电企业的整体经济效益，同时也促进了电力系统辅助服务资源的优化配置。

全国碳市场吨碳价破百，交易量突破6亿吨。 全国碳市场于2021年7月16日正式启动交易，截至2024年12月31日，累计配额成交量6.3亿吨、成交额430.33亿元，平均交易价格68.3元/吨。已完成第一个履约周期（覆盖2019和2020年排放量）、第二个履约周期（覆盖2021和2022年排放量）及2023年度的配额清缴。 碳价持续上涨，预期渐稳与配额收紧是主要原因。2024年CEA（全国碳市场配额）平均价格为91.8元/吨，大约是全国碳市场启动时开盘价的两倍，较2023年（64元/吨）上涨43.4%，较2022年（58.1元/吨）上涨58%，较2021年（46.6元/吨）上涨97%。2024年CEA价格持续上涨，前4个月日均涨幅0.4%，并于4月24日首次突破100元/吨。此后尽管碳价有所回落，但始终维持在85~100元/吨。 2024年12月31日收盘价为97.5元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日收盘价上涨22.8%。在全球碳价普遍下跌的背景下，全国碳市场碳价持续攀升，原因有两点：市场进入快速发展阶段，为市场参与者提供了稳定的政策预期；市场释放了配额收紧和罚则加强的信号，配额稀缺性逐步提高、违规处罚逐渐严格成为市场共识。 交易潮汐现象仍然存在，满足履约要求是主要目标。2024年全国碳市场CEA累计成交1.89亿吨，比2023年下降14.1%，其中，大宗交易仍是交易的主要方式。4个季度成交量占比分别为5%、7%、9%和79%，反映出履约截止日临近时，市场集中交易的现象仍然存在，而日常交易较低迷。最新配额方案将两年度合并履约调整为分年度履约，旨在提高市场日常交易活跃度，减少“扎堆”交易的现象。同时，通过配额净交易量限制最大可结转量，以减少持有配额企业“惜售”现象。但从交易情况来看，配额交易的“潮汐现象”依然明显，这表明在当前阶段，企业的交易行为主要为了满足强制履约要求，而主动进行配额买卖的企业仍然较少。 •全国碳市场机制优化，为行业扩围做好准备。 自开市以来，全国碳市场总体运行平稳，未出现碳价短期暴涨暴跌的现象。以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。2024年全国碳市场在法律依据、处罚机制、配额分配、配额结转及CCER（国家核证自愿减排量）交易规则等关键环节进一步完善，并为扩大行业覆盖范围奠定了坚实基础。 CCER市场重启，支持领域逐步明确。2023年10月，生态环境部联合国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》及配套文件，构建CCER基础制度框架。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场，即自愿碳市场启动，与全国碳排放权交易市场（强制碳市场）形成完整碳市场体系。 新纳入行业初步确定，技术指南陆续发布。全国碳市场目前仅覆盖发电行业，参与主体同质化，减排措施相似，碳价发现作用受限。为推进减排，《关于全面推进美丽中国建设的意见》提出扩大行业覆盖。鉴于75%以上二氧化碳排放来自高能耗、高排放行业，尽早纳入这些行业非常重要。2024年9月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、铝冶炼行业工作方案》，计划2024~2026年启动实施，2027年后深化完善，2025年底前完成三行业首次履约。届时，管控气体将扩至二氧化碳、全氟化合物，全国碳市场覆盖温室气体排放量将占全国总排放量的60%以上，参与企业数量将超过3700家。

2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确了2025年三方面的主要目标和21项年度重点任务。 主要目标包括：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上；工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展；风电、光伏发电利用率保持合理水平；大型煤矿基本实现智能化；初步建成全国统一电力市场体系等。 部分重点任务包括：创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。 推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设。 积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。 推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上。 在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，支持零碳园区建设和光伏建筑一体化。 深化全国统一电力市场建设。 加强能源数智化、新型电力系统、新型储能、氢能、绿色液体燃料等领域标准供给，研究布局一批新兴领域标委会。 强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。 探索大型风电光伏基地与相关产业集成式发展新模式。 推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。

日前，浙江平阳县公布了万全镇一批集中开工项目，其中包括“万全镇工商业储能项目”，项目位于全镇范围内各园区及各企业厂区内，总投资31838万元，预计于2025年3月开工，项目建成后可减轻电网压力，推进削峰填谷，促进节能减排，助力绿色可持续发展。 去年12月，平阳县万全镇工商业储能项目（一期）启动招标，采购内容分为两部分，分别为货物部分和设计施工部分，货物部分购置储能设备。 据公开信息，该项目为大型分布式储能项目，位于平阳县万全镇域范围内各园区及各企业厂区内超500个站点，由1019套磷酸铁锂液冷户外储能柜组成，每套容量100kW/232kWh，总规模101.9MW/236.408MWh。 （一期）项目最终由兰钧新能源科技有限公司、浙江省通信产业服务有限公司（联合体）中标，中标金额2.7亿元。 基于某一区县、乡镇、产业聚集区等的“整区域开发”大型分布式工商储项目，“万全镇工商业储能项目”在浙江省内已不是先例，在2024年浙江省工商业储能备案项目中，也有多个“整区域开发”工商储项目，比如： 由浙江合美储能科技有限公司投资5.07亿元的长合区112WM/224WMh工商业储能，项目拟对长合区（湖州）泗安镇22家企业，天子湖12家企业配置储能系统； 仙居经发科创有限公司投资4.93亿元的仙居县经济开发区60MW/240MWh工商业储能，项目拟对仙居县经济开发区区域内多家企业配置储能； 天台经济开发区资产运营有限公司投资4.27亿元的天台县苍山产业集聚区60MW/240MWh工商业储能，以满足产业集聚区内多家企业峰值时期的用电； 天台县建投储能有限公司投资3.26亿元的天台平桥工业园区智慧储能项目，则将在平桥镇工业园区17个站点，建设总规模为45MW/180MWh分散式用户侧储能。 去年10月，重庆市垫江县高新区用户侧储能项目（二期）招标，该项目也属于“整区域(镇)开发”工商储，建设地点为垫江县桂阳、澄溪、高安三个区域(镇)，储能建设规模150MW/300MWh。 工商业储能主要服务于大工业和一般商业场景，毗邻分布式光伏电源侧及负荷侧，具有提升消纳、减少电能传输损耗等优势，目前工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量控制、需求侧响应、备用电源、电力市场交易等多种模式。 工商业储能单个项目规模相对较小，但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，若能整区域“打包”开发，无疑能快速增大投资方的市场份额，但也更考验企业的投资-运营一体化能力。

日前，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选其中，将被加大推广应用力度，赋能新质生产力的发展。 这是怎样的超级“充电宝”技术？ 二氧化碳储能左擎长时储能，右牵CCUS 二氧化碳储能，是一种气液互转、两态协同储能技术，其基本原理是在用电低谷期，利用余电将常温常压的二氧化碳气体压缩为液体，并将压缩过程中产生的热能储存起来；在用电高峰期，利用存储的热能加热液态二氧化碳至气态，驱动透平发电。 二氧化碳储能系统，主要由六大系统组成：储气系统、储液系统、压缩系统、蓄热系统、换热系统、膨胀发电系统。 二氧化碳储能技术按储能形式、介质储存形式、系统工作压力、储存设备形式可以细分为不同种类，但基本上都采用无需补燃的自回馈式储能技术。 二氧化碳储能系统通过二氧化碳物理相变实现电能的存储与释放，在相变温度与压力确定的情况下，二氧化碳相变无时长限制，且机组设备为旋转机械，运作原理与火电机组类似，可不间断做功，且具有宽泛的功率（10MW级到GW级）和容量等级，容量配置灵活，扩容、升级改造易；理论上适配电源侧、电网侧、用户侧多元应用场景，尤其适用于火电机组灵活性改造、大规模可再生能源消纳等场景，为提高电力系统稳定性提供辅助服务。 电能转换效率及成本方面，二氧化碳储能设计电能转换效率可达80%以上，目前转换电能转换效率达60%以上，并在逐步提升；二氧化碳压缩储能系统寿命长，设计寿命30年以上，设计使用期内循环次数超过1万次，生命周期内不会出现容量和效率衰减，系统全周期度电成本0.15-0.2元/度，并且系统功率单元与时长单元为解耦设计，单侧扩容成本低，在功率单元确定的前提下，时长越长，储能系统的单位成本越低。 此外，二氧化碳储能系统压力温度等级低，安全可靠，无污染和燃爆风险；选址灵活、场景适应性强，可以用储气罐、气囊、废弃的矿山/矿井等作为二氧化碳的低压储气室；具备余热利用能力，可匹配挖掘中国工业余热的潜在价值。 碳捕集、利用与封存（CCUS），是实现“双碳”目标的重要手段之一。二氧化碳储能系统也是一个典型的二氧化碳利用场景，未来有望深度嵌入CCUS的各个环节，比如与碳捕集耦合，既可为储能系统供应稳定低成本的气源，又能对外输出二氧化碳产品。 政策加持商业示范项目落地 二氧化碳储能技术已纳入多个国家级、省级储能发展政策文件。 2月12日，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选该批次国家重点推广的低碳技术目录，将被加大推广应用力度，赋能培育和发展新质生产力。 8月6日，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》将二氧化碳储能，作为满足长时间尺度调节及经济性、安全性等应用场景需求的新型储能技术之一，列入电力系统调节能力优化专项行动。《碳达峰碳中和标准体系建设指南》对新型电力系统储能领域做了标准建设的明确指示，将重点制修订二氧化碳等新型储能标准。 此外，二氧化碳储能作为重点新型储能技术已被分别写入《山东省新型储能工程发展行动方案》、《广东省培育发展未来绿色低碳产业集群行动计划》、《四川省电源电网发展规划 （2022-2025年）》、《新疆维吾尔自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》等省级储能发展政策文件。 国家级、省级试点示范项目也不乏二氧化碳储能的“身影”。 去年1月，国家能源局发布新型储能试点示范项目名单，两个二氧化碳储能项目入选，包括由百穰新能源与安徽海螺集团合作开发的“安徽省芜湖市繁昌区10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目”，以及东方电气集团的“青海省格尔木市40MW/160MWh二氧化碳储能示范项目”。“湖北襄州100MW／200MWh新型二氧化碳储能项目”被纳入湖北省2023年新型储能电站试点示范项目，该项目由百穰新能源与远景能源合作开发。 示范项目加速落地，持续推进二氧化碳储能商业化进程。 2024年9月，华电-东方电气木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能综合能源示范项目100MW/1000MWh二氧化碳储能电站开工。 该项目位于新疆昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县，由中国华电集团投资、中国东方电气集团总承包，是在沙漠、戈壁、荒漠地区配套大型风光基地建设的新型储能示范项目规划建设600MW风电、400MW光伏和1000MWh二氧化碳储能，这也是目前全球最大二氧化碳储能电站。 2022年8月，由东方电气集团东方汽轮机有限公司、安徽海螺集团有限责任公司、百穰新能源科技（深圳）有限公司、西安交通大学能源与动力工程学院共同打造的“二氧化碳压缩储能系统验证项目”开始试运行，该项目利用25万立方米的二氧化碳作为循环工质进行充放电，能在2小时内存满2万度电。 该验证系统完成验证、优化后，

2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。 电力市场回顾 2.1市场建设进展 截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。 2.1.1市场规则体系建立2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。 2.1.2市场机制框架形成在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。 2.1.3市场价格发挥作用在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。 2.1.4电力现货市场建设取得突破山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。 2.1.5绿色电力市场发展迅速2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。 2.2存在问题在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。 2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。2.2.2辅助服务市场设计有待探索国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能 的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。 2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。 2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。 2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。3 2025年度市场展望 二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。 3.1趋势预判 3.1.1全国统一电力市场体系更加完善大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。 3.1.2电力市场交易机制逐步完善大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。

“截至2024年底，我国累计建成新型储能超过6000万千瓦。”2025年全国能源工作会议传出消息。 而这一数字在2023年底，还是3139万千瓦。一年间，增长了近一倍。 2024年，新型储能延续了2023年的加速发展态势，持续稳步增长。 这一年，我国各地新型储能你追我赶、奋勇争先，装机第一的王座频频易主。2023年底，山东以398万千瓦新型储能装机规模排名第一。至2024年8月，山东仍以553.8万千瓦装机规模居全国首位。2024年11月，新疆以817.5万千瓦装机规模打破山东连续两年居全国首位的局面，成功折桂。然而仅过月余，2024年12月底，内蒙古便以1032万千瓦装机规模，超越新疆斩获第一，成为全国首个新型储能装机突破1000万千瓦的省区。 只有动态的数据，没有不变的王者。新疆仍在蓄积力量，突破1000万千瓦只在时间的早晚。 事实上，山东、内蒙古和新疆在2023年底便是新型储能全国排名前三的省区，三者之间的首位争夺均是基于实力，并非黑马凭空出现。 装机规模的首位争夺十分激烈，江苏“双料冠军”的收获也值得一提。拥有近2000家核心发明专利企业，江苏因而成为新型储能产业链规模全国第一，仅用半年时间紧急上马400万千瓦电网侧储能成就500万千瓦规模，成为电网侧储能全国第一。新型储能赛道百卉千葩，争相竞逐。 江苏2024年500万千瓦新增规模的增长速度，一度托举华东地区成为新型储能增长较快地区。这使得国家能源局三季度新闻发布会上，华东地区榜上有名。事实上，西北和华北地区一直雄居榜首，两地区以占全国总装机一半以上的规模，是全国新型储能的主力军。 新型储能调度运用能力持续增强 新型储能的快速发展离不开政策的大力支持。 “新型储能”被写进全国两会政府工作报告，无疑是2024年度最大的政策支持。行业上下无不倍感振奋，撸起袖子加油干的势头锐不可当。 为推动新型储能多元化高质量发展，国家能源局以2024年第1号公告公布了遴选的56个新型储能试点示范项目。示范项目涵盖新型储能主要技术路线，锂离子电池储能项目数量占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。目的是发挥项目示范引领带动作用，带动行业高质量发展。 2024年2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，直指调节能力存在的问题，重点部署了包括加强调峰能力建设、推进储能能力建设等多方面任务，旨在充分发挥储能在提升系统调节能力的作用，有效解决运行高峰时段顶峰与低谷时段消纳难题，让电力系统调节能力更加适应新能源发展需要。 2024年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，对于新型储能并网接入管理、优化调度运行机制进行了进一步规范，重点解决新型储能利用率较低、新型储能大规模建设和调用不充分的问题。 《通知》印发后，国家能源局推动电网企业完善调度规程。 国家电网积极落实相关要求，出台一系列务实举措，接连发布《调度系统新型储能并网服务指南》《关于做好新型储能并网及调度运行工作的意见》，对新型储能并网服务流程、调度运行机制作出明确规定，提高储能管理水平和运行效率。 南方电网印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》，要求调度机构根据“多峰多谷”的负荷特性及新能源出力情况，每日科学合理安排新型储能电站“多充多放”，进一步提高南方区域新型储能电站合理利用程度，提升新型储能利用率。 内蒙古电力公司在全国率先印发《内蒙古电网新能源配建储能直接调用实施细则》，明确配建储能直接调用的基本原则、应用场景、调用方式和计量结算要求，形成“自主调用为主，直接调用为应急补充”的市场化调用机制。编制《内蒙古电网电化学储能调度运行管理规定》，明确调度运行、系统运行、调度计划、继电保护、现货市场、调度自动化及监控网络安全等专业管理要求。 新型储能调用水平实现稳步提高。据电网企业统计，2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。其中，国家电网经营区新型储能累计充放电量约220亿千瓦时，南方电网经营区新型储能累计充放电量约30亿千瓦时，内蒙古电力公司经营区新型储能累计充放电量约10亿千瓦时。 市场化手段提高新型储能参与调节积极性 2024年是特殊的一年。 这一年，两个电力现货市场转正。我国正式运行的省级电力现货市场由2个增加至4个。 在电力现货市场运行背景下，市场化手段能够更为经济、灵活、有效地引导新型储能提高参与电网调节的积极性，充分释放调节潜力，更好发挥对电力系统安全稳定运行的促进作用。 储能在电力市场中主要参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等。记者梳理发现，我国目前的4个省级电力现货市场，新型储能参与情况各具特点。 2024年12月，山西和广东相继迎来电力现货市场正式运行一周年。 作为我国首个正式运行的电力现货市场，山西电力现货市场有8家独立储能入市经营，共计开展6次新型储能参与调频辅助服务市场结算试运行。山西独立储能电站形成了电力现货市场+辅助服务（一次调频、二次调频）的盈利模式。 独立储能参与二次调频可谓山西特色。 2024年6月，国家能源局山西监管办印发《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》，鼓励独立储能参与二次调频市场，在新型储能市场化探索上又进一步。 早在2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，明确新型储能可参与一次调频市场，调频服务报价范围为5—10元/兆瓦，是当时全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。 为了保证电网的频率稳定，一般要对电力环节进行调频，包括一次和二次调频。频率的二次调整是指发电机组的调频器对于变动幅度较大（0.5%—1.5%）、变动周期较长（10s—30min）的频率偏差所作的调整。相比于燃煤机组、水电机组等传统调频资源，新型储能具有布局灵活、响应速度快、发用双向调节等技术优势，替代效果较好，成为调频市场的关注热点，其运行模式以火电联合储能和独立储能调频为主。 储能调频是当下储能最具市场前景、拥有良好回报的一种商业模式。山西电力市场在储能调频的探索上始终走在全国前列。 广东作为全国规模最大、品种最全、最具活力的省级电力市场，于2023年10月在全国率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易。广东独立储能通过“电能量+辅助服务+容量租赁”的组合方式，实现可持续的商业运营模式。截至2024年底，6家独立储能电站参与广东现货市场及南方区域调频市场，最大充放电功率70万千瓦。 据悉，广东参与市场交易的独立储能日均等效循环次数可达2—3次，真正意义实现储能“配且用”。 日均等效循环次数是指每日储能系统等效充放电循环的平均次数。在电力市场中，独立储能系统需要在短时间内多次充放电以应对电网的需求波动。在这种情况下，日均等效循环次数作为一个关键指标，反映了储能系统在一天内的快速响应能力和灵活性。 此外，广东的万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源，实现自主分时选择参与现货市场或调频市场，“分时复用”落地实施。促进新型储能“一体多用、分时复用”，是国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中的具体要求。这种模式下，储能电站可以在一天中的不同时间根据电力系统的实际需求灵活地转换功能。例如，在用电高峰时段提供调峰服务，在电网频率波动时提供调频服务。通过这种方式，储能电站能够更高效地利用其存储的能量，增加其在电力市场中的应用价值，并最终实现利益的最大化。 广东电力市场引导独立储能多赛道最大限度发挥灵活调节能力。 2024年6月17日，山东电力现货市场转正式运行。山东有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易。 山东始终将新型储能摆在突出位置，研究出台全国首部独立储能电力现货市场支持政策、首部长时储能专项支持政策，开展首个配建储能转为独立储能试点，为储能发展营造良好政策环境。 目前，山东电力现货市场建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制。 2024年9月5日，甘肃电力现货市场转正式运行。甘肃是全国首个为储能开放调峰容量市场的地区。甘肃新型储能参与调峰容量市场，从基于实际调用电量的补偿方式转变为调节能力补偿方式。同时，支持电网侧储能以独立身份参与调频市场，并将电源侧储能与新能源作为整体纳入调频市场交易，获取里程补偿收益。 甘肃独立储能以报量不报价、配建储能与新能源一体化参与现货市场，实现独立储能、新能源配建储能依据消纳和保供需要的最大化调用。2024年8月27日，新版《甘肃电力现货市场规则》发布后，储能市场化机制进一步完善。配建储能由电力调度机构按需调用期间按照独立储能充放电价格机制执行，其次增加储能按需调用补偿费用。按照“后充先放”的原则，记录储能充电成本和放电收益，开展成本补偿。 新型储能技术创新不断涌现 2025年全国能源工作会议披露：“新型储能技术创新不断涌现。” 储能技术被视为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要手段。目前多种技术并进，从当前来看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这6种新型储能路线备受关注。 根据不同储能时长，新型储能可以分为短时储能（小于1小时）、中长时储能（1—4小时）、长时储能（4小时及以上）。目前国内外尚未对长时储能的时长进行统一定义，国内一般把4小时及以上的储能技术归纳为长时储能。备受关注的6种技术路线中，除飞轮储能属短时储能外，其他皆属于中长时或长时储能范畴。 目前，中长时储能占据主流，并且以锂离子电池储能为主要的技术类型。然而短时储能、长时储能均具有一定的市场体量和各自的发展前景，未来储能市场的发展必定是多元时长、多元技术、多元应用的结合。不同时长的储能在电力系统中有着不同的功效，简言之，短时储能应用于紧急补能需求，长时储能用于长效调峰并网。 短时储能技术主要应用于电力系统的调频、爬坡、顶峰等高频应用场景，以及用户侧的日内调峰和电能质量改善等领域。这些应用场景对储能系统的响应速度和调节精度要求较高。 尤其是电网的一次调频、二次调频亟须短时储能。一次调频的响应时间要求为秒级，这意味着在电网频率出现偏差时，需要在极短的时间内进行调整以恢复频率稳定。 飞轮储能是短时储能技术代表，通过高速旋转的飞轮储存能量，并在需要时将动能转换为电能。 在中长时储能中，锂离子电池储能技术在我国新型储能中占据绝对优势地位。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比达97.0%。从技术成熟度看，锂离子电池在规模效应和产业配套上仍然遥遥领先其他新型储能，因此未来5—10年大概率仍为新型储能的装机主流。 在可再生能源迅速发展的当下，长时储能在增强储电能力、保障电力系统调峰和安全稳定运行以及应对极端天气方面发挥着重要作用。长时储能技术包括机械储能类、热能储能类、电化学储能类、化学储能类4个类别。 机械储能中以压缩空气储能、重力储能较为人们熟知。 压缩空气储能技术是目前除抽水蓄能之外最为成熟的物理储能技术之一，也是现今大规模长时储能技术研发的热点。同时，压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，第二大被认为适合吉瓦级大规模电力储能的技术。百兆瓦级的先进压缩空气储能技术已成为当前面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对国内压缩空气储能产业的发展及大范围应用有着推动意义。 从目前的压缩空气储能项目来看，压缩空气储能电站项目功率已突破350兆瓦，多个项目容量达到吉瓦级。2024年4月30日，全国最大压缩空气储能项目——山东肥城300兆瓦压缩空气储能示范项目并网发电，年发电量可达6亿千瓦时，能保障超过20万户家庭的用电需求。 重力储能具备安全、长寿命、长时储能等优点。2024年底，江苏如东天楹重力储能项目进行设备的安装调试，为下一步的投运奠定基础，其将实现我国重力储能“从0到1”的突破。重力储能主要原理是利用新能源产生的富余电能提升重力块进行“充电”，等到用电高峰时，再放下重力块，用重力做功“放电”。该项目发电功率为2.5万千瓦，4个小时一来回，一个来回放电10万千瓦时。

新能源浪潮席卷全球，特斯拉作为电动汽车领域的佼佼者，其在储能领域的业务动作近期尤为频繁，成为市场关注的焦点。 入华十年里程碑，储能超级工厂竣工在即！ 据最新消息，特斯拉上海储能超级工厂已于2024年12月底顺利竣工，整个建设过程仅耗时7个月，再次刷新了“特斯拉速度”，也彰显了“上海速度”的高效与实力。该工厂是特斯拉入华十年来，继整车超级工厂后的又一大型投资项目，标志着特斯拉在中国市场的进一步深入布局。 据悉，特斯拉计划于2025年2月11日上午在特斯拉上海储能超级工厂举行投产仪式。此举不仅是对工厂竣工的庆祝，更是对未来储能产业发展的期待与信心。 特斯拉上海储能超级工厂将主要生产超大型电化学商用储能系统Megapack。Megapack作为目前世界上最大的电化学储能设备，每台机组可存储超过3.9兆瓦时的能源，相当于3600户家庭1小时的用电需求。其一体化系统集成和模块化设计，使得电网运营商、公用事业部门等能够更高效地存储和分配可再生能源，对于推动全球能源转型具有重要意义。 据相关人士透露，特斯拉上海储能超级工厂将在2025年第一季度开始产能爬坡，预计年产能将达到1万台，储能规模近40吉瓦时。这将极大地提升特斯拉在全球储能市场的竞争力。 携手欧力士，打造日本最大储能设施！ 近年来，特斯拉在储能领域的迅猛发展引起了全球业界的广泛关注。作为一家以创新科技和可持续发展为核心驱动力的企业，特斯拉不仅在电动汽车领域取得了举世瞩目的成就，其在储能领域同样展现出了非凡的实力。 特斯拉在2024年成功部署了31.4GWh的电池储能系统，再次刷新了自身纪录。这一数字相较于前一年实现了大幅增长，显示了特斯拉在储能领域的强劲势头。 根据特斯拉公布的财务数据，2024年其储能业务收入达到100.86亿美元，同比增长67%。这一增长幅度远高于公司整体营收的增长率，表明储能业务已成为特斯拉的重要增长极。 特斯拉储能业务的毛利率在2024年也有所提升，由18.9%提高至26.2%。这主要得益于规模化生产带来的成本降低以及美国《通胀削减法案》提供的制造业补贴。 特斯拉在储能产品方面，主要通过Megapack电池储能单元和Powerwall住宅电池储能单元进行部署。Megapack主要用于大型储能项目，而Powerwall则适用于住宅和小型商业场所。特斯拉在全球范围内布局了多个储能项目，包括在西澳大利亚州分阶段完成的一个2.2GWh大型电池储能项目，以及澳大利亚昆士兰州正在部署的300MW/1200MWh电池储能项目等。 2025年2月4日，日经新闻等多家媒体报道，特斯拉（TSLA.O）与日本金融服务集团欧力士（ORIX）达成合作，将为其位于日本中部滋贺县米原市的储能电站提供总容量达548兆瓦时（MWh）的Megapack储能系统。该项目预计2027年投入运营，建成后将成为日本规模最大的储能设施之一，助力日本应对可再生能源波动性挑战并加速脱碳进程。 高薪招聘风暴，宁德时代、阳光电源人才成目标！ 除了在市场层面的大举猛攻，在人才领域特斯拉也是做足了储备工作。近期，特斯拉中国在各大招聘平台上紧急发布了一系列关键职位的招聘信息，包括业务拓展经理、项目经理和项目工程师等。这些岗位开出了月薪60k至75k的高薪，年薪更是逼近90万元大关（不含绩效和奖金），无疑在行业内树立了新的薪酬标杆。 然而，特斯拉对求职者的要求也相当苛刻。除了要求应聘者具备出色的专业能力外，还需要他们熟练掌握英语，并优先考虑那些在储能、风电、光伏和电力等行业拥有丰富经验的资深人才。这一招聘策略显然是为了从中国的新能源及储能行业头部企业中吸引并挖掘人才，如宁德时代和阳光电源等。 这一举措不仅展现了特斯拉对中国市场的重视，也给国内储能企业带来了前所未有的竞争压力。 中国作为全球制造业的中心，拥有完善的供应链体系、先进的生产技术和丰富的劳动力资源。特斯拉选择在中国建立储能超级工厂，正是看中了这些优势。通过利用中国的制造业基础，特斯拉可以实现更高效、更低成本的生产，从而在全球储能市场中占据更有利的地位。 储能行业是一门综合性学科，涉及化学、材料科学与工程、电子工程、控制科学与工程、能源动力、机械等多个领域，有着较高的技术门槛。中国近年来在储能领域的人才培养和技术储备方面取得了显著进展，为特斯拉等外来企业提供了丰富的人才资源。 特斯拉深度绑定中国储能人才库，意味着其将能够招募到更多具有专业技能和创新精神的人才，为公司的研发和生产提供有力支持。这将有助于特斯拉在储能技术方面保持领先地位，并推动其在全球市场的拓展。 特斯拉“搅局”储能界，国内企业竞争压力骤增！ 某储能企业高管在采访中表示，随着特斯拉深度绑定中国制造业和储能人才库，国内储能企业将面临更加激烈的竞争环境。特斯拉在品牌、技术、质量、价格等方面都具有显著优势，这将给国内企业带来不小的挑战。然而，挑战往往与机遇并存，关键在于参与者们如何应对。 为了在这场竞争中立于不败之地，国内储能企业首先需要从自身做起，不断提升自身实力。加大研发投入，提升自主创新能力，是企业发展的核心动力。只有掌握了核心技术，才能在市场上拥有话语权。 同时，优化供应链管理，降低成本，也是企业提升竞争力的关键一环。通过精细化管理，实现供应链的协同与优化，可以大幅降低生产成本，提升企业的盈利能力。 此外，加强人才培养和引进，提升团队整体素质，也是国内储能企业不可或缺的一环。人才是企业发展的第一资源，只有拥有高素质的团队，才能在激烈的市场竞争中立于不败之地。因此，企业需要注重人才的培养和引进，打造一支专业、高效、富有创新精神的团队。 然而，面对特斯拉等外来企业的竞争，国内企业单打独斗显然难以形成有效的抗衡。因此，加强合作与交流，共同推动储能技术的创新和应用，成为了国内企业的必然选择。通过合作，可以实现资源共享、优势互补，共同提升整个行业的竞争力。同时，加强与国际先进企业的交流与合作，也可以帮助国内企业更快地掌握国际先进技术和管理经验，提升企业的国际化水平。 2025CIES储能大会介绍 CIES2025储能大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。 CIES2025储能大会将设置：大会开幕式暨特邀院士和专家报告、特邀国际代表报告、国际储能（上、下）、数智化新型储能系统集成解决方案（上、下）、新型储能与新能源大基地协同发展、工业绿色微电网、液流电池与长时储能、新型储能资本与投资、构网型储能系统及项目建设、储能消防、安全与检测认证、数智化工商业储能解决方案与商业案例、储能专用电池及ESG绿色低碳发展、新型电力系统与并网调度、电力辅助服务、现货交易及容量市场、混合储能、国家储能标准宣贯、数智化配电网与新型储能融合创新、虚拟电厂与车网互动、2025 新型储能系列研究成果发布暨行业百强发布、海外储能渠道开发与商业机遇、新品发布会（一、二、三、四）等专场。 大会期间还将发布《2025中国新型储能产业发展白皮书》《2025工业绿色微电网发展白皮书》《2025中国新型储能产业发展指数白皮书》《2025中国新型储能产业项目招标及价格分析报告》《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等系列研究成果。 预计有来自政府机构、科研院所、电网公司、发电集团、EPC总包企业、系统集成商、储能装置企业、能源服务商、项目开发企业、投融资机构、国际采购商等80000余位嘉宾及1000余家企业参会参展交流。 作为推动储能产业高质量发展的风向标，中国国际储能大会暨展览会（CIES）自2011年创办以来，主办方始终坚守以高端化、品质化、国际化为特色，推动储能产业国内外供应链和渠道合作超过5000亿元，协助各地方政府招商引资项目合作突破1000亿元，助力各类资本合作达3000亿元。 本届展会将设置“6+1+1”展区，包括：储能系统集成、发电集团、电气设备、温控设备、控制系统、储能电池、检测与认证、消防与安全等企业产品及形象展示。 展会将聚焦储能领域全球前沿技术和实践，积极搭建政企沟通渠道，探索储能产业高质量发展新路径，促进“专精特新”技术、资本和服务等高端创新要素深度对接，展示国内外新产品新技术新设备新服务，帮助展商扩大品牌影响力和知名度，积极开拓国内外市场渠道资源，提高自主可控产品的竞争力和市场占有率，加快提升中国储能品牌企业快速成长的核心价值，为构建绿色、高效、柔性、智能和可持续发展的现代能源体系贡献“储能智慧”与“储能方案”。

沙特电力采购公司(SPPC)日前宣布首组(G1)电池储能系统(BESS)项目的合格投标人名单，共有33家公司通过初审。其中，21家公司申请提供技术并管理BESS设施，即“管理标和技术标投标人”，共有7家中国公司入围此类别。另外12家公司仅申请管理，为“管理标投标人”，有2家中国公司入围此类别。 据悉，上述招标在沙特能源部的监管下进行，是沙特能源转型计划的一部分，共包含4个电池储能项目，总容量高达2GW/8GWh。 中国储能企业凭借在技术领域的深厚积累和领先优势，获得国际市场青睐，正纷纷加快出海步伐，积极参与全球储能市场竞争，抢抓新兴市场机遇。 接连签下海外大单 据悉，上述项目都将按照建设—拥有—运营(BOO)模式进行开发，中标者将持有为开发和运营独立存储提供商(ISP)项目而设立的特殊目的公司(SPV)100%的股权。每个SPV将与SPPC签订一份为期15年的储能服务协议。 根据沙特“2030愿景”，到2030年，沙特50%的能源将来自可再生能源。储能系统作为电能载体，对新能源项目接入电网起到重要支撑作用。SPPC在此前的招标公告中提及，新启动的储能计划能够提高该国电力系统的可靠性和弹性。有数据显示，沙特的目标是到2030年实现48GWh的存储容量。 我国储能企业积极参与沙特新能源项目建设。2024年7月，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约容量为7.8GWh的储能项目，该项目拥有3个站点，预计今年全容量并网运行。 除沙特外，近期我国储能企业在全球其他市场同样表现亮眼，海外大单频传。2024年12月，远景储能与法国电力公司EDF签约，将为南非3个储能项目提供257MW/1028MWh的电池储能系统。该项目总装机容量达257MW/1028MWh，成为南非首个GWh级储能订单；2024年12月6日，阳光电源与菲律宾上市企业Citicore Renewable Energy Corporation签署合作协议，将提供1.5GWh储能系统及工程支持服务，这也是迄今为止东南亚最大的储能系统订单；2024年12月5日，华为宣布与菲律宾SP新能源公司签署4.5GWh储能项目协议，该项目总投资2000亿比索（约251.2亿元人民币），总装机容量为3.5GW光伏以及4.5GWh储能，是全球规模最大的光储项目之一。 据CESA数据显示，2024年前10个月，中国储能企业在海外市场签约的储能订单超过115.63GWh。 面临更高要求 随着国内储能市场竞争日益白热化，众多企业将目光投向海外，开辟新的发展空间。亿纬锂能去年披露的投资者关系记录显示，公司海外业务占比提升是确定的趋势。海外客户对技术确认、产品认证的完成需要时间，公司预计2025年相对2024年来说海外业务占比会增加，提升幅度在2026年会更加明显。 目前我国已形成涵盖原材料及设备供应、系统集成与安装、源网荷多维应用的完备化储能产业链条，上下游协同联动、资源整合、要素保障能力较强，规模经济、降本提质效能倍增释放。出海企业积极参与全球分工与本地化全产业链布局，具备品牌认可程度高、市场响应速度快、综合竞争实力强等多重优势。海外市场空间大、利润高是我国储能企业积极布局海外市场的主要原因。不过，值得注意的是，海外认证标准、市场需求、售后难度都与国内储能市场存在差异。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，相较而言，我国储能企业对国内市场熟悉度高、资源调配容易、渠道搭建周期短，而海外市场地域文化多元，对企业渠道开拓能力要求颇高，同时对售后服务响应的及时性、专业性也有更高要求。 “出海产品必须具备极高品质，企业几乎没有试错余地，细微质量问题都可能引发连锁反应，导致高昂的售后成本。”某储能企业人士直言。 新兴市场机遇无限 在海外储能市场的激烈竞争中，企业若想站稳脚跟，必须依靠高质量的产品品质，并精准洞察海外市场需求。 值得注意的是，我国储能企业海外布局版图正呈现出多元拓展态势。“中东等地区发展可再生能源的地理条件优越，各国政府积极出台风电、光伏和储能装机激励政策，新兴储能市场预计将迎来业绩增长窗口期。”孙传旺认为。 从全球范围看，储能新兴市场蓬勃兴起，发展势头迅猛。东吴证券近日发布的研报显示，全球大储爆发确定性增强，美国维持高增长态势，欧洲、新兴市场出现并网高峰且预计将持续至2026年。其中，新兴市场大项目批量落地，预计今年装机增长221%至34GWh，中东地区2025年上半年将有50—60GWh项目招标落地，预计今年装机增长4倍至20GWh。 面对这一发展契机，孙传旺建议，储能企业要优化对外投资布局，有序推动产能向新兴市场拓展，拓宽储能产品出口贸易市场，建立新型绿色经贸伙伴关系。同时，持续提高国际化经营能力，密切关注出口市场政策变动，及时动态评估营商环境风险，做好合规性应对准备。积极参与国际储能行业技术标准制定，不断提升海外储能市场话语权。强化多维场景、高安全性产品矩阵建设，打造属地采购、仓储、售后综合服务网络，精准有效满足新兴市场的储能个性化需求。

新能源已经成为江苏第一大电源。 截至2024年10月底，江苏新能源发电装机规模已达8252万千瓦，约占42%，历史性超过煤电。与之相伴的，作为新能源“稳定器”的新型储能累计建成投运540万千瓦。 至此，江苏于2023年年中在《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》中提出的“到2027年新型储能达500万千瓦”的目标已经提前完成。 应时而动、应需而兴，江苏新型储能发展之势引人瞩目。 江苏新型储能发展自带地域属性 江苏新型储能的发展特征与当地经济发展水平和能源结构的地域特性相呼应。 作为我国经济大省和工业重地，江苏按照地理位置以长江为界划分为苏南、苏北，经济发展水平和能源结构也随之呈现一江两岸的差异特征。 包括南京、苏州、无锡、常州、镇江五座城市在内的苏南，是江苏经济最发达的区域，用电负荷高，尤其是苏锡常三地用电量占全省近一半。而苏北地区得益于自然资源禀赋，拥有着全省99%的风电和67%的光伏发电装机规模。其中，苏北的南通、盐城、连云港三市沿海，海上风电资源丰富。 风电光伏集中在苏北，用电负荷集中在苏南。电力供需错配问题导致江苏顶峰需求旺盛，新型储能适时补位。 江苏的新型储能起步较早。早在2018年7月，镇江便建成了8座总容量达10.1万千瓦/20.2万千瓦时的磷酸铁锂电池储能电站，是当时世界规模最大的电网侧储能电站集群。 镇江储能电站的建设可谓机缘巧合。当时，由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦煤电机组关停，且丹徒2台44万千瓦燃气机组因故无法按计划投运，经预测，2018年夏季用电高峰期间，镇江东部存在电力缺口。在这种情况下，镇江储能电站工程应急而建。镇江那年的夏天平稳度过。 2022年8月，《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》发布，江苏正式绘就新型储能发展规划图，推动了新型储能的蓬勃发展。 江苏涉及新型储能的政策此前也有区分苏南、苏北的特点。2021年10月，《省发展改革委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》规定，江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力（时长2个小时，下同），长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力。 而这一规定到了2023年有了改变。2023年9月19日，江苏省发展改革委下发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》指出，江苏省可再生能源发电市场化并网项目不再按长江以南和长江以北区分配套建设新型储能比例，均应按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时）。 原本风光资源相对不占优势的苏南地区，因为用电负荷走高对于调峰、顶峰的需求，促使了政策发生变化。以苏州为例，这个工业大市的年社会用电量达1700多亿千瓦时，占江苏省年社会用电量的三分之一左右。夏季生产经营用电叠加防暑降温用电需求，使迎峰度夏电力保供“压力山大”。新型储能成为苏州化解用电负荷压力的重要举措。 2024年7月5日，位于苏州市太仓港港口开发区的太仓鑫港储能电站项目成功并网。至此，苏州电网侧储能总规模达到105万千瓦时，形成百万级大型“城市储能群”。而这个百万级“城市储能群”在随后的夏季用电高峰中展示了自己的硬核实力。 2024年7月24日9时，气温超过30摄氏度，苏州城市电网用电负荷开始上升。国网苏州供电公司电力调度控制中心启动储能电站放电功能调度，苏州全市9个新型储能电站全部开启放电模式。大约10分钟后，苏州电网供电负荷从2752万千瓦降至2735万千瓦，一轮用电高峰被成功化解。 时下进入仲冬时节，如东县海域的“风车森林”迎风挺立，化风为电。 距离海岸线约2千米的丰储储能电站，80个磷酸铁锂电池舱整齐排列，存储着海风转化而来的电能。这座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站，是江苏最大的独立共享储能电站。 风电，特别是海上风电，尽管相对光伏具备更高的稳定性，但依然需要新型储能这个“帮手”。江苏对于风电地区发展新型储能的政策，从沿海到陆地实现了全覆盖。 在沿海地区发展新型储能方面，2023年7月，江苏省发展改革委发布《江苏省沿海地区新型储能项目发展实施方案（2023—2027年）》。方案涉及沿海地区的南通、盐城、连云港三市，重点开展19个大型新型储能项目的规划布局工作。 在陆地风电配建新型储能方面，2024年6月，《省发展改革委关于规范我省陆上风电发展的通知》发布，要求新增陆上风电项目（全部自发自用的分散式风电项目除外）均应采取自建、合建或购买功率不低于10%装机容量、时长2小时的新型储能（包括电化学、压缩空气、重力储能等）方式落实市场化并网条件。 分布式工商业储能展现巨大潜力 与其他省份不同，江苏省光伏以分布式光伏为主。数据显示，截至2023年底，江苏分布式光伏装机2772.2万千瓦，占比光伏总装机高达70.6%。而分布式光伏中又以工商业光伏为主，呈现“户用少、工商业多”的特征。江苏的分布式光伏多安装在园区、企业工厂、仓库等地。拥有众多优质的工商业屋顶资源，这使得工商业分布式光伏与储能在江苏展现出巨大的潜力。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，各省纷纷跟进取消目录销售电价，从原先的固定电价改为市场电价。此举导致各省工商业电价明显上浮，从而大大激发了工商业、制造业企业安装光伏的强烈意愿。江苏工商业分布式光伏由此实现跨越式增长。而为缓解负荷高峰期用电紧张问题，全国多地调整分时电价政策，提高尖峰段电价，扩大分时电价峰谷价差。在此背景下，工商业储能成为企业实现紧急备电、维持正常生产经营、降低电费成本的重要手段。具体来说，在缺电限电时段或者用电高峰时段，工商业储能可作为后备电源使用，有效避免停工停产损失的同时，还可产生经济效益。工商业峰谷电价差的拉大和峰谷区间的调整，为工商业储能的发展奠定了基础，江苏由此拉开了工商业储能高速发展的序幕。2 023年，国内各地峰谷电价差进一步拉大，工商业配置储能IRR（内部收益率）稳步提升，经济效益日益凸显。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是用户侧储能的一个门槛。据中关村储能产业技术联盟数据，2024年11月全国电网代购电电价峰谷价差中，江苏省最大峰谷价差为0.902元/千瓦时，盈利空间十分可观。据测算，假设配置1兆瓦/2兆瓦时工商业储能系统，项目EPC投资成本1.5元/瓦时，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%，电池衰减、运维费率等考虑在内，在峰谷套利的情况下，江苏省工商业储能项目IRR为15%，即项目投资回收期为6年，具备优越经济性。 紧急上马成就开创之举 2024年夏季，江苏完成了大规模新型储能应急顶峰的开创之举。500万千瓦储能响应电网调用，是国内规模最大的新型储能省级电网集中调度。此次新型储能应急顶峰也得到了国家能源局的点名表扬。在国家能源局第三季度新闻发布会上，能源节约和科技装备司副司长边广琦表示：“7月15日，江苏开展新型储能集中调用测试，全省新型储能可提供约500万千瓦顶峰能力。7月23日，江苏电力负荷创历史新高，预计电力缺口约600万千瓦，新型储能在实际应用中提供了约400万千瓦顶峰能力，有效填补了电力缺口，为电力保供提供了重要支撑。”丰储储能电站也参与了此次集中调用，该电站负责人魏永清表示：“以往，我们电站都是独立开展充放电操作，满足局部电网的用电需求。这是首次参与全省统一的充放电集中调用。”参与此次调用的还有泰州海陵储能电站，容量20万千瓦/40万千瓦时，在电力保供中表现亮眼，日供电近80万千瓦时，支持江苏266万户家庭一小时用电。此次集中调用，实现了储能与电源、电网、用电负荷等的高效灵活互动，为全面推动各类新型储能的科学调度、带动新型储能技术产业进步、引导各类储能科学配置和高质量发展提供了重要实践意义。提到这次新型储能应急顶峰的成功实施，就不得不提40个电 网侧储能项目的紧急上马。由于缺乏支撑性电源投产、华东区域电力供应总体偏紧、互济能力不足，预测2024年江苏度夏负荷存在缺口。时间紧、任务重，新型储能再度披挂上阵，40个电网侧储能项目紧急上马，项目容量共计约400万千瓦，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。为了这次新型储能的夏季顶峰，江苏早早筹谋，于2024年3月便发布了《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，要求全省41个已纳规的电网侧新型储能项目确保在2024年7月15日前建成并网。为促进这些项目加快建设，江苏给予了大力的政策支持。如在迎峰度夏（冬）期间，储能项目充电电量免费，非迎峰度夏（冬）期间充电量按江苏燃煤发电基准价的60%结算，同时鼓励可再生能源发电市场化项目优先购买或租赁这些储能项目的储能容量。为了减少信息壁垒，助力新型储能项目更好实施容量租赁，江苏省发展改革委网站还公布了这些新型储能项目的联系方式。储能租赁信息不畅问题在我国普遍存在，并且成为新型储能出租率低的痛点难点。双方信息不畅通，储能项目建成后很难及时找到需要租赁储能容量的新能源企业，新能源企业也不容易和储能企业取得联系。江苏通过公开发布相关信息的方式，为新能源企业与储能电站畅 通联系架通了桥梁。随后，江苏省发展改革委于2024年7月18日公布该批建成投产的电网侧储能项目，共计40个，总规模约400万千瓦。再次表示，鼓励可再生能源企业优先租赁这些储能项目的储能容量。据国家能源局第三季度新闻发布会介绍，江苏新型储能装机快速增长，今年新增装机约500万千瓦。由此可见，江苏目前新型储能540万千瓦总装机中，约500万千瓦为今年新增装机。今年对于江苏新型储能来说可谓是爆发式增长。“江苏省强化顶层设计，优化并网流程，专班调度协调。”边广琦指出了江苏新型储能在短期内取得跨越式发展的原因所在。在政策制定方面，江苏用一年时间印发了一系列文件，统筹谋划新型储能发展的总体思路、主要目标和重点任务，配套制定新型储能实施方案、布局规划和重点项目清单，明确了项目调用次数及运行小时数、充放电价差收益、顶峰费用等关键要素，形成了“总体规划+若干措施+实施方案+项目推进”总体布局，促进了江苏新型储能项目高质量发展。在提高储能项目收益方面，江苏建立了充放电价差收益、顶峰费用、共享租赁收益、辅助服务收益的综合收益模式，明确了利用尖峰电价增收资金等进行成本疏导的机制，提高了新型储能项目的收益率，给产业链创造了合理的盈利空间。 事实证明，江苏新型储能项目的高质量快速推进，也带来多方面的收益。一是顶峰弥补供电缺口。2024年夏季，江苏新型储能应急顶峰，在有效保障全省电网安全稳定运行的同时，还节约用电高峰时期省间电力现货的购电支出约5亿元。二是提升新能源消纳水平。根据测算，全省已投运的新型储能项目一年内可帮助电网消纳约30亿千瓦时的新能源电量，创造良好的环境价值。三是项目带动效益明显。江苏新型储能项目近一年完成基建投资约200亿元，同比增加50倍；项目投资带动省内储能相关产业快速发展，形成一个新产业集群，2024年上半年实现产值约450亿元，企业竞争力不断提升，中天储能、中创新航等达到国际先进水平。四是吸引民资参与投资。通过政策设计，有力激发了江苏新型储能项目投资建设的积极性，特别是吸引了民营企业参与项目投资建设。江苏建成的大型电网侧新型储能项目中，民营企业参与投资建设18个，占比约45%，其中协鑫集团建成电网侧新型储能项目12个共75万千瓦，规模位居全国前列。