林伯強：大規模部署電網側儲能，需從四方面突破

隨着我國新能源併網規模不斷擴大，其間歇性、波動性的顯著特徵，對電力系統穩定性和消納能力帶來了日益嚴峻的挑戰。為此，要保障新能源產業的健康發展，亟待加快建設適配的靈活性調節資源。5月25日，我國首座大型鋰鈉混合儲能站——南方電網寶池儲能站正式投產運行，不僅具有技術示範意義，更凸顯出電網企業在推動儲能產業發展過程中的關鍵作用。

近年來，煤電越來越多承擔着電力系統的靈活性調節、保障穩定的角色。傳統煤電機組的設計經濟性基於年運行5500小時的假設，但隨着新能源大規模併網，煤電機組頻繁調峯、低負荷運行，2024年全國煤電機組平均利用小時數僅4200小時。按當前趨勢，煤電效率和經濟性未來可能會進一步降低。因此，僅靠煤電支撐新能源大規模接入及調節，從中長期經濟發展看不可持續，儲能產業的重要性日益凸顯。

儲能系統經濟收益較弱、資本缺乏積極性，是當前儲能技術發展滯後的主要原因。因此，在繼續加大科研支持之外，在商業模式上也要進行戰略調整。

目前，市面上一般儲能企業的度電成本在0.5元左右。部署在電源側（發電環節）的儲能系統，其收益高度依賴電價機制和市場套利空間。但現階段，我國峯谷電價與容量補償機制尚未完成，儲能收益模式還不清晰，投資者信心不足。即便在政策推動下，部分儲能系統仍存在“建而不用”的情況。《2024年度電化學儲能電站行業統計數據》顯示，2024年新能源配儲系統的日均利用小時數僅2.1小時，年均利用率僅為32%。

相較而言，在電網側（輸電與配電環節）實施統一規模化儲能部署，對推動新能源發展有四方面系統性優勢：其一，制度與政策的集成效能，讓國有電網體系具備電網側統一大規模儲能的實施基礎。電網企業作為國有主體，不僅兼具更強的資源統籌、跨區域調度及抗風險能力，還可通過統購統銷機制與區域電力平衡策略，最大化釋放電網側儲能的調節價值。

其二，電網側儲能作為新型電力系統的核心基礎設施，還兼具戰略安全屬性與長期公共福利價值。在投資邏輯上，電網側儲能類似於高鐵網絡，財務賬面上或許存在虧損，但其通過國家統籌建設釋放出的跨區域資源配置效能、產業輻射帶動效應和社會綜合收益是巨大的。與之類似，電網側儲能同樣可參考“前期投入換長期收益、局部成本換全局效益”的模式，以國家戰略投資激活全要素生產率，以能源基礎設施的“乘數效應”撬動經濟社會的綠色轉型，其深遠意義遠超單一行業的盈利考量。

其三，相比單體規模較小的發電側儲能，電網側儲能的集中式佈局天然具備規模經濟特性，可通過共享輸電線路、監控系統等基礎設施集中建設，有效攤薄單位成本。抽水蓄能作為當前電網側儲能的主力，卻受限於水力資源稟賦，部署規模存在天然瓶頸；而大型電化學儲能（如鋰電池、液流電池）不受地理條件制約、響應速度快，但成本較高。要構建二者協同互補的新型儲能體系，離不開電網的戰略性佈局。

其四，當電網遭遇設備故障、自然災害衝擊時，電網側儲能作為系統級應急電源，還可為醫院、通信樞紐等關鍵負荷提供緊急電力支撐。這種“電力安全緩衝帶”，既突破了用户側分散儲能容量有限、協同性不足的侷限，也彌補了電源側儲能受限於電廠地理位置的短板，可通過統一調度實現應急資源的精準投放，成為供電安全的韌性保障。

儘管具備一定優勢，電網側儲能的大規模佈局發展仍需要從四方面突破成本瓶頸。

一是強化政策引導，構建多層次支持體系。可借鑑高鐵發展，在規劃、投資、定價與制度設計等方面為構建電網側儲能提供政策性支撐，如設立專項基金、財政補貼、完善儲能參與電力市場規則等方式，降低初期建設投入負擔。

二是進一步完善現貨市場。新能源電力入市後，現貨市場峯谷價差的顯著擴大為電網側儲能創造了核心盈利支點。在電力低谷時段，電網可利用儲能系統低價吸納過剩新能源電力進行儲備；當進入用電高峯，儲能系統則可釋放儲備電力以滿足需求，這將有效減少電網向發電企業採購高價電力“調峯填谷”的成本規模。

三是依託容量市場機制，保障長期收益。容量市場是電力系統為保障長期供電可靠性建立的基礎性機制，其核心是對提供備用容量的主體給予合理補償。若電網側儲能替代傳統煤電，成為可靈活調度的大容量調節資源，將可參與容量市場獲取穩定收益。     

四是完善用户側成本傳導和響應，構建公平分攤機制。輸配電價作為連接電網與用户的價格紐帶，可將儲能的投資與運營成本部分納入其中，分攤部分終端電價。同時，可通過動態調整峯谷電價，在高峯時段適當提高電價以反映儲能的邊際服務成本，引導用户錯峯用電。（作者是廈門大學管理學院講席教授，中國能源政策研究院院長）