中国储能网讯：随着我国新能源并网规模不断扩大，其间歇性、波动性的显著特征，对电力系统稳定性和消纳能力带来了日益严峻的挑战。为此，要保障新能源产业的健康发展，亟待加快建设适配的灵活性调节资源。5月25日，我国首座大型锂钠混合储能站——南方电网宝池储能站正式投产运行，不仅具有技术示范意义，更凸显出电网企业在推动储能产业发展过程中的关键作用。

近年来，煤电越来越多承担着电力系统的灵活性调节、保障稳定的角色。传统煤电机组的设计经济性基于年运行5500小时的假设，但随着新能源大规模并网，煤电机组频繁调峰、低负荷运行，2024年全国煤电机组平均利用小时数仅4200小时。按当前趋势，煤电效率和经济性未来可能会进一步降低。因此，仅靠煤电支撑新能源大规模接入及调节，从中长期经济发展看不可持续，储能产业的重要性日益凸显。

储能系统经济收益较弱、资本缺乏积极性，是当前储能技术发展滞后的主要原因。因此，在继续加大科研支持之外，在商业模式上也要进行战略调整。

目前，市面上一般储能企业的度电成本在0.5元左右。部署在电源侧（发电环节）的储能系统，其收益高度依赖电价机制和市场套利空间。但现阶段，我国峰谷电价与容量补偿机制尚未完成，储能收益模式还不清晰，投资者信心不足。即便在政策推动下，部分储能系统仍存在“建而不用”的情况。《2024年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2024年新能源配储系统的日均利用小时数仅2.1小时，年均利用率仅为32%。

相较而言，在电网侧（输电与配电环节）实施统一规模化储能部署，对推动新能源发展有四方面系统性优势：其一，制度与政策的集成效能，让国有电网体系具备电网侧统一大规模储能的实施基础。电网企业作为国有主体，不仅兼具更强的资源统筹、跨区域调度及抗风险能力，还可通过统购统销机制与区域电力平衡策略，最大化释放电网侧储能的调节价值。

其二，电网侧储能作为新型电力系统的核心基础设施，还兼具战略安全属性与长期公共福利价值。在投资逻辑上，电网侧储能类似于高铁网络，财务账面上或许存在亏损，但其通过国家统筹建设释放出的跨区域资源配置效能、产业辐射带动效应和社会综合收益是巨大的。与之类似，电网侧储能同样可参考“前期投入换长期收益、局部成本换全局效益”的模式，以国家战略投资激活全要素生产率，以能源基础设施的“乘数效应”撬动经济社会的绿色转型，其深远意义远超单一行业的盈利考量。

其三，相比单体规模较小的发电侧储能，电网侧储能的集中式布局天然具备规模经济特性，可通过共享输电线路、监控系统等基础设施集中建设，有效摊薄单位成本。抽水蓄能作为当前电网侧储能的主力，却受限于水力资源禀赋，部署规模存在天然瓶颈；而大型电化学储能（如锂电池、液流电池）不受地理条件制约、响应速度快，但成本较高。要构建二者协同互补的新型储能体系，离不开电网的战略性布局。

其四，当电网遭遇设备故障、自然灾害冲击时，电网侧储能作为系统级应急电源，还可为医院、通信枢纽等关键负荷提供紧急电力支撑。这种“电力安全缓冲带”，既突破了用户侧分散储能容量有限、协同性不足的局限，也弥补了电源侧储能受限于电厂地理位置的短板，可通过统一调度实现应急资源的精准投放，成为供电安全的韧性保障。

尽管具备一定优势，电网侧储能的大规模布局发展仍需要从四方面突破成本瓶颈。

一是强化政策引导，构建多层次支持体系。可借鉴高铁发展，在规划、投资、定价与制度设计等方面为构建电网侧储能提供政策性支撑，如设立专项基金、财政补贴、完善储能参与电力市场规则等方式，降低初期建设投入负担。

二是进一步完善现货市场。新能源电力入市后，现货市场峰谷价差的显著扩大为电网侧储能创造了核心盈利支点。在电力低谷时段，电网可利用储能系统低价吸纳过剩新能源电力进行储备；当进入用电高峰，储能系统则可释放储备电力以满足需求，这将有效减少电网向发电企业采购高价电力“调峰填谷”的成本规模。

三是依托容量市场机制，保障长期收益。容量市场是电力系统为保障长期供电可靠性建立的基础性机制，其核心是对提供备用容量的主体给予合理补偿。若电网侧储能替代传统煤电，成为可灵活调度的大容量调节资源，将可参与容量市场获取稳定收益。

四是完善用户侧成本传导和响应，构建公平分摊机制。输配电价作为连接电网与用户的价格纽带，可将储能的投资与运营成本部分纳入其中，分摊部分终端电价。同时，可通过动态调整峰谷电价，在高峰时段适当提高电价以反映储能的边际服务成本，引导用户错峰用电。（作者是厦门大学管理学院讲席教授，中国能源政策研究院院长）