电网与储能行业的四重变革 从刚性并网到柔性互联

[中国石油报 2025-10-21]9月12日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，要求到2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列。随着全球能源转型加速推进，中国电力系统正在经历一场深刻的结构性变革。今年上半年，新能源装机规模已超过电网最大承受负荷，标志着电力系统调节进入新阶段；5月出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》从制度层面打破了传统电网架构的束缚。这些变化共同勾勒出新型电力系统的发展轮廓，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系奠定基础。

从传统并网到绿电直连

连接方式的根本变革

传统电力系统依赖“源—网—荷”三级架构，电站型电源需经公共电网中转后供电给用户。这种模式在保障系统安全运行的同时，也带来了电网投资增加与调度压力累积的问题。传统并网模式要求新能源项目全额上网，通过电网统一调度分配。这种模式虽然保证了系统运行的统一性，但也造成了投资重复和效率损失。新能源项目需要投资建设升压站、送出线路等设施，电网企业需要加强网架结构以应对新能源接入，产生了双重投资。风电、光伏等可再生能源具有间歇性、随机性和波动性的特点，给电网调度运行带来巨大压力。特别是在冬季供暖期，新能源发电丰期与供热期叠加，电网调峰、调频困难。以北方地区为例，供热期电力系统调节能力受限，瓶颈不断凸显，新能源消纳空间被压缩，弃风弃光现象时有发生。同时，新能源电力经过多级变压和长距离输送，线损率较高，降低了能源利用效率。特别是在偏远地区建设的大型新能源基地，送出消纳问题尤为突出。新能源设备大多通过电力电子器件接入电网，电压稳定性面临挑战。

绿电直连模式的兴起标志着连接方式的根本性变革。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》明确了绿电直连的定义：风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，而是通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。这一模式通过物理层面的电力输送路径重构，实现新能源发电与终端用户之间的直接耦合。

各地积极响应，推出了一系列配套措施。新疆维吾尔自治区提出6方面21条具体政策措施，鼓励开展绿电直连试点，推动氢氨醇产业发展；江苏省在全国率先启动绿电直连供电试点，覆盖常州、苏州、盐城三市的五个项目，通过“绿电专线”模式降低重点电池企业的碳排放。目前看来，绿电直连带来了显著的经济效益。根据相关研究，在广东省，垃圾焚烧发电直连部分的电价比使用网电存在0.05元—0.08元/度的经济性优势；在浙江省，这一优势达到0.07元—0.11元/度。同时，通过“物理溯源+绿证认证”机制，企业可获得国际认可的绿色用能证明，满足部分国际规则对绿电供应链“物理可追踪性”的严格要求。

从“强制配储”到“按需配储”

政策理念的理性回归

中国储能政策经历了从“强制配储”到“按需配储”的重大转变。2017年，青海省发展改革委率先要求风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。此后，20多个省区市跟进实施强制配储政策。这方面的政策在初期有效推动了储能产业的发展，但也带来了诸多问题：配套储能直接推高项目初始投资，且储能电池寿命到期后还需高额的更换费用；高成本压力下，不少新能源发电项目陷入“建成即亏损”的困境。

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，明确提出“不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这标志着实行了近8年之久的“强制配储”政策被叫停。

这一政策转变反映了行业发展阶段的变迁，从政府强制推动转向市场需求引导，更加注重储能的实际效益和经济性。尽管“强制配储”被叫停，但储能支持政策并未减弱，而是转向更加科学合理的鼓励方式。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出建立新型储能“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”三重收益模式，为储能行业发展提供更加可持续的政策环境。

为确保储能项目的经济性，国家正不断完善储能收益模式和市场机制。容量补偿政策已在多个省区市落地实施：宁夏回族自治区出台容量电价机制，定价160元—165元/千瓦·年；甘肃省为330元/千瓦·年。预计到2025年底近20个省区市将出台相关政策，目前已有10个省推出容量电价或容量补偿政策。

绿电直连政策也为储能应用创造了新空间。《云南省推动绿电直连建设实施方案》提出，绿电直连并网型项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活性调节潜力等方式确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，要求根据项目情况配置合理比例的储能系统。

从“源随荷动”到“源网荷储”

系统结构的深度重构

传统电力系统的运行基于“源随荷动”的理念，即电源跟随负荷变化进行调整。随着可再生能源占比的不断提高，电力系统的运行方式正在向“源荷互动”转变，这就需要储能系统提供灵活的调节能力。“源网荷储”一体化概念的提出和实践，意味着系统结构的深度重构。

源网荷储一体化系统根据其组织方式和运行特点可分为区域型、园区型和用户型三种类型。区域型源网荷储一体化通常覆盖较大地理范围，例如内蒙古自治区推出的多个吉瓦级项目；园区型主要针对工业园区、高新技术园区等用电集中区域；用户型则针对单一大型用户，例如电解铝、冶金等高耗能企业。

值得关注的是，绿电直连与氢储能系统在技术特性上具有天然的互补性。绿电直连提供了可再生能源直接利用的通道，避免了电网中间环节的损耗和限制；氢储能则解决了可再生能源不稳定性和间歇性问题，提供了长期、大规模的能源存储能力。

在系统集成方面，直流直连技术正在成为重要的创新方向。兴蓝风电在张家口市崇礼区部署的3.4兆瓦永磁直驱直流风力发电机组，基于高效柔性绿化氢基的整体解决方案已连续稳定运行超3年，成为国内首例直流微网风光储互补制氢系统的核心装备。

从“刚性网络”到“柔性互联”

运行模式的智能进化

随着能源转型的深入，电力系统正在从“刚性网络”向“柔性互联”进化。这种进化体现在多个层面：从集中式的大电网到分布式微电网的协同共存，从单向功率流动到双向能量交互，从刚性运行到柔性调节。

虚拟电厂技术的应用，使得多个分散的绿电直连项目可以聚合运行，参与电网调节；区块链技术的引入，让绿电溯源更加透明可靠；包括氢储能在内的新型储能方式，为解决绿电不稳定性提供了更多选择。这些技术创新共同构成了“柔性互联”的技术支撑体系。

人工智能技术在储能领域的应用也为系统柔性化提供了新路径。国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》提出，到2027年，能源与人工智能融合创新体系初步构建。人工智能技术通过精准预测风光发电波动、实时优化绿电与传统电力配比，可有效破解“弃风弃光”问题。

“柔性互联”的运行模式需要相应的市场机制和商业模式的创新。《电力现货连续运行地区市场建设指引》强调现货市场“优化形成机组组合”，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场活动，鼓励新型经营主体以聚合等多种方式参与辅助服务市场活动。同时，共享储能、云储能等新型商业模式正在兴起，也提高了储能设施的利用率和经济性。

尽管电网与储能行业正在发生积极变化，但仍面临诸多挑战。在技术方面，储能系统的安全性、循环寿命和能量密度仍需进一步提升；新能源发电预测精度不足，影响储能运行策略的优化；系统集成和协调控制技术有待提高。在经济方面，储能系统初始投资成本仍然较高；电力市场机制不完善，储能的多重价值难以充分体现；项目融资渠道有限，资金成本较高。在政策方面，跨部门协调难度大，政策执行存在不确定性；地方政策差异较大，项目推广面临障碍；个别长期政策导向不够明确，影响企业长期投资决策。

未来一段时期，发展趋势或将呈现以下特点：长时储能技术成为重要发展方向，解决跨季节、大规模、长时段配置需求；多元化应用模式不断创新，绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、“源网荷储”一体化、车网互动等应用模式进一步发挥系统调节作用；全球化市场拓展加速，海外市场正在经历与国内类似的电网新能源转型，对储能的需求日益增长。