致辞环节：”源网荷储智“协同发展迎爆发期

上午举行的研究成果发布会由中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬主持。

固德威技术股份有限公司副总裁王英歌在致辞中表示，随着136号文和《零碳园区建设通知》的出台，新能源行业正站在市场化改革的关键节点。在此背景下，“源网荷储智”协同正从战略构想加速走向实践落地。我们探讨“激活负荷中心低碳潜力、探索用户侧储能新机遇”，既是顺应政策导向的必然选择，更是破解能源转型难题的务实之举。作为深耕新能源领域十五年的企业，固德威始终坚信：未来的能源生态，必然是“源、网、荷、储、智”深度融合的生态。

成果发布环节：聚焦新型储能等低碳灵活性资源价值和发展路径

中关村储能产业技术联盟和华南理工大学研究团队发布了与自然资源保护协会（NRDC）合作的四份研究报告，分别是《负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究——东部区域》主报告和储能子报告，以及《负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究——南部区域》主报告和储能子报告。四份报告从区域资源优化配置的角度系统性分析了东部和南部区域电网侧新型储能、需求侧资源、跨省跨区互济三类低碳保供与灵活性资源潜力及支撑其发展的配套机制，并聚焦新型储能在近中期的价值和发展路径提出了建议，为推动负荷中心能源结构优化、电力供应保障和绿色转型发展提供了参考。

东部区域： 三类资源保供潜力有望达到东部区域最大用电负荷的30%左右

东部区域主报告聚焦江苏、浙江、安徽、福建和上海等东部五省市。据报告估算，综合考虑电力保供、社会成本最优以及碳排放约束等目标，未来五年，通过发展新型储能、需求侧资源和省间互济等低碳灵活性资源来发挥保供与调节作用，该区域有望在2026~2027年间实现发电侧排放达峰，相应地2030年电网侧新型储能需达到1459万千瓦，需求侧调节能力达到3330万千瓦，跨区输电容量达到12417万千瓦，三类资源保供潜力预计能达到东部区域最大用电负荷的30%左右。报告认为，2030年前新建新型储能容量较扩大跨区输电容量的保供效果更好、成本更低；2030年后扩大跨区输电容量的性价比更高。另外，东部区域需求侧可调节资源保供潜力较大，未来五年，可按 8%或更高比例来构建资源库，重点省市可进一步提高建设目标至 10%，并扩大可参与省间互济的需求侧资源池。配套机制方面，报告建议建立以市场化交易为主要配置手段的灵活性资源省间协调互济交易与利益共享机制，适时扩大价格上限，以充分反映灵活性资源的真实价值。

南部区域：三类资源保供潜力预计接近南部区域最大用电负荷的30%

南部区域主报告聚焦广东、广西、云南、贵州、海南等南部五省。据报告估算，通过扩大储能、用户侧资源和省间互济能力，该区域有望在2027年实现发电侧排放达峰，2030年电网侧新型储能规模需达到2368万千瓦，需求侧资源调节能力达到3288万千瓦，省间互济规模需达到7800万千瓦以上，三类资源保供潜力预计接近南部区域最大用电负荷的30%。但不同省份差异较大，其中广东作为用能体量最大、对化石能源依赖最多的省份，其达峰时间将晚于其余四省。报告认为，2027年达峰前，南部区域应当重点提升储能充放电效率并控制成本，促进储能技术的应用和市场推广，并结合自身产业特点优先发展具备较大响应潜力的需求侧资源，同时推动单向的特高压输电通道向多元互济输电通道转变，提高区域互济能力。2027年后，应重点探索长时储能技术，推动用户侧资源广泛参与系统调度和辅助服务，包括对大工业负荷资源进行更为精准的建模与调控，对电动汽车V2G能力和蓄冷空调等分散负荷资源深入挖潜。配套机制方面，应建立储能的容量补偿机制、丰富交易品种；降低用户侧资源参与市场交易的门槛，允许用户自主选择参与调控的时段，对部分响应速度快的负荷开放调频等辅助服务；优化跨区交易机制和输电价格机制，推动储能和用户侧资源实现跨省共享与优化配置。

储能：2030年东部和南部电网侧新型储能将分别超过1400万千瓦和2300万千瓦

据两份储能子报告估算，为支持未来十年区域内电力系统满足惯量、调频、日内调峰及备用等灵活性需求，东部区域2030和2035年电网侧新型储能最优规划装机需分别达到1459万千瓦和3000万千瓦，南部区域2030和2035年电网侧新型储能最优规划装机需分别达到2368万千瓦和3983万千瓦，重点发展方向为集中式新能源配储、分布式光伏配储和工商业储能。但从近期看，新能源强制配储政策的取消将导致储能收益和需求双承压，分时电价频繁调整和浮动部分受限也影响了工商业储能收益的稳定性，电网侧储能参与电力市场同时面临机制性障碍，需要优化规划布局、完善市场机制、加强政策引导，推动储能在负荷中心地区更好地发挥保供和调节作用。从技术层面来看，近期以锂电池为主的1-2小时储能可以替代常规电源发挥灵活调节作用，但其替代效应存在客观上限。在“十五五“后期，东部、南部区域均需重点发展应用长时储能技术。市场机制将是引导储能投资运营的关键因素。在省级层面，需加快建立和完善储能参与现货市场及辅助服务市场，探索建立储能容量成本回收机制。在区域层面，应建立储能需求跨省联合评估机制，统筹跨省储能资源布局，加强区域现货市场与区域调频、跨省备用辅助服务市场的衔接，优化储能调频容量申报上下限和储能中标调频容量占比，出台储能参与区域现货市场具体实施细则，完善储能参与跨省备用市场规则。

圆桌对话环节：多元协同破局

南京工业大学能源科学与工程学院教授叶季蕾指出，高比例新能源带来了不同时间尺度的功率和能量不平衡，导致系统对灵活性调节能力需求的增加。以储能为代表的新型灵活性资源，其调节性能已经从理论可行进入技术验证的阶段，下一步规模化推广需进一步聚焦安全可靠性和系统经济性的问题。

国网江苏电动汽车服务有限公司电力交易管理专职黄佑会认为，与常规电源相比，需求侧资源存在分布散、边际成本低和响应速度快的特点。谈到电动汽车作为需求侧资源的发展趋势，她指出，未来随着电动车保有量迅速上升和车网互动技术突破，聚合商的作用会更加关键，有利于调动分散资源形成规模化的调节能力满足电网需求。

协鑫晟能综合能源服务有限公司总经理黄一钊认为，现货市场环境下，虽然价差收窄，但通过精准策略实现多充多放，收益仍具潜力。这证明储能需跳出传统峰谷套利思维，积极参与电力市场创新。同时，公司验证了用户侧储能在虚拟电厂和辅助服务中的技术可行性，未来将聚焦精细化运营，充分发挥储能在现货市场和配电网支撑中的多重价值。

下午举行的“源网荷储智，‘姑苏’聚能沙龙”由固德威储能市场总监张碧蘅主持。

中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先在“新能源入市背景下电力市场机制设计探讨”报告中指出，新能源入市将加速多主体市场化进程，需整合用户侧储能等灵活性资源参与竞争，通过市场化机制协同提升新能源消纳与电网安全，实现经济性平衡。当前市场价格机制面临三大挑战：新能源现货收益风险、日前市场机制优化、分布式新能源海量接入带来的技术难题。长期看，电力市场改革需建立更完善的辅助服务市场、建立容量机制、优化中长期交易、推动多主体参与，构建安全经济的市场化体系。