东部电网迎挑战，储能缺口显著
发布日期：2025/7/28
电网侧主导，锂电占绝对优势
报告显示，截至2024年底，东部区域已投运新型储能达14.3GW/30.763GWh，功率装机占全国总装机的18.3%。其中，电网侧储能占比67%，且90.6%为独立储能；用户侧储能占22.3%，以工商业及产业园区应用为主，占比高达93.3%。技术路线高度集中，锂电池占比96.5%，铅蓄电池（2.7%）、压缩空气储能（0.5%）等技术占比相对较低。
应用场景方面，能量时移与容量服务（14.5GW）、支持可再生能源并网（8.5GW）成为核心需求，凸显东部区域对规模化调峰及新能源消纳的迫切需求。抽水蓄能资源同样禀赋突出，江苏、浙江、安徽、福建四省已建抽水蓄能装机达20.41GW，功率装机占全国34.8%。
储能需求缺口显著
随着新能源渗透率提升，东部电网面临多维调节压力。报告预测，2030年后新能源大发时段，系统惯量可能逼近失稳临界值，非同步电源渗透率（RSNSP）将达77.6%，需储能提供虚拟惯量支撑。若发生直流双极闭锁事故，一次调频能力缺口可达8GW，常规机组仅能满足59%-84% 需求，需储能补足差额。
调峰平衡方面，模拟显示2025-2035年需配置5.51-30GW新型储能，以保障日内小时级电力平衡。分布式光伏与工商业储能潜力可观，预计2030年分布式光伏配储达1.2GW，工商业储能以30%年复合增长率增至6.3GW，新型储能总装机将达22.5GW。
政策转型期挑战凸显
2025年新能源强制配储政策取消后，独立储能失去稳定租赁收益，面临市场化转型压力。目前，东部区域独立储能参与电力市场仍存多重障碍：省级备用市场尚未建立，调频容量申报与中标比例受严格限制，无法同时参与日前与实时市场，容量补偿机制缺位。
分时电价调整对工商业储能影响显著。尽管江苏、浙江等省市峰谷价差可支撑“两充两放”，但输配电价不参与浮动、时段划分调整等政策变动，直接压缩套利空间。福建虽价差较低（0.37元/kWh），但通过日均2.5次充放电维持经济性。
针对上述挑战，报告提出三大方向建议
01规划布局
在电网关键节点集中布局独立储能，探索“2小时锂电池+短时功率型储能”复合配置；推广工商业“光储充一体化”模式，构建抽蓄与新型储能协同调度机制。
02市场机制
完善现货与辅助服务市场联动，允许储能同时参与多市场；建立长三角统一容量补偿体系，2025-2027年过渡期内实施分阶段补贴。
03政策引导
细化顶峰时段补贴规则，设立独立储能过渡期专项资金；激励长时储能与功率型储能技术创新，推动虚拟电厂聚合分布式资源。
作为我国经济与能源需求核心区，东部区域储能发展路径对全国新型电力系统建设具有示范意义。报告强调，需通过机制创新与技术协同，推动储能从政策驱动转向市场驱动，助力“双碳”目标实现。
来源：能源新媒
