中国储能网讯：2025年迎峰度夏期间，新型储能、虚拟电厂、车网互动等新业态在多地承担了电力系统的顶峰调节任务。用电负荷短时增加，新能源加剧电力系统调节压力，以新型储能为代表的新型调节资源加速进入“实战”阶段，验证资源的调节潜力并优化技术、系统支撑能力。

在此过程中，各地通过开放新型调节资源参与电力市场渠道、出台专门的价格政策等形式，探索资源的盈利模式。

受访人士认为，阶段性的价格政策能提高现有大规模新型储能的利用率，但市场化的盈利模式是包括储能在内的新型调节资源发展的最终推动力。

在新型电力系统中，容量机制是市场机制设计的重要一环。受访人士表示，容量费并非储能回收成本的“保险”。要科学看待为储能提供容量费的目的，根据其为系统提供的容量价值形成容量价格。

新型调节资源“实战”

2025年8月1日，山西首次集中调用省内新型储能电站和虚拟电厂，调节晚间用电高峰负荷。47座储能电站集中放电和16座虚拟电厂同步降低聚合负荷，实现双向调节最大功率225万千瓦。

7月6日晚间，江苏集中调用93座新型储能电站向电网放电，最大放电功率达714万千瓦，刷新了其一年前创下的省级电网新型储能集中调用规模的记录，调用规模增长近六成。

新型储能的另一种形态——新能源汽车也在迎峰度夏期间测试了反向放电的能力。在7月底广东广州和佛山开展的车网互动实测中，虚拟电厂平台通过聚合充电站和支持双向充放电（V2G）的充电桩与新能源汽车等方式，在用电高峰时段降低充电桩功率和利用汽车反向送电，实现最高响应负荷2.5万千瓦、响应电量5.4万千瓦时，车主的度电放电收益约为3.5元。在此次实测中，虚拟电厂运营商通过预测现货价格提前降低电价高峰时段的充电桩功率，缓解电网压力的同时降低车主的充电费用。

除了新型调节资源，抽水蓄能电站在2025年迎峰度夏期间创记录发挥。粤港澳大湾区31台抽水蓄能机组单日最大调节电量突破1亿千瓦时，约为全国单月用电量；7月30日，南网储能惠州抽水蓄能电站机组2025年启动次数达到10000次，较上年同期增长近四成。

2025年入夏后，国内多地遭遇极端高温天气，用电负荷持续攀升。在煤炭供应保障能力加强、电源投产、省间现货市场电力互济等情况下，迎峰度夏期间国内电力供需形势总体平衡。

国家发展改革委在8月1日的新闻发布会上介绍，2025年以来，全国最高用电负荷连创新高，最高达到15.08亿千瓦，较上年极值增加5700万千瓦，相当于整个福建省的用电负荷。国家能源局数据显示，2025年7月，全社会用电量达到10226亿千瓦时，相当于日本的全年用电量，是国内乃至全球首次单月用电量突破万亿千瓦时。2025年1—7月，国内新增发电装机容量同比增长约76%，风电、光伏发电贡献近九成的装机增量。

“2025年迎峰度夏期间，新型调节资源发展出现了明显的转变，由此前讨论‘能不能用’‘有没有用’转向‘如何高效协同应用’。”国网能源研究院有限公司高级研究员、正高级工程师刘思佳说。在这个过程中，市场和政策都发挥了积极的作用。

政策+市场助推

多个省级电力市场已赋予新型储能独立市场主体的身份，在试验“怎么用更好”的基础上探索市场化运作。

2023年底，国内独立储能以“报量报价”的方式参与电力现货市场的模式在广东启动，目前已在山东、山西等现货市场运行。《2025年广东电力市场半年报告》显示，2025年1—6月，9家独立储能和1家抽水蓄能参与广东电力现货市场，充电（抽水）电量共计9.6亿千瓦时，均价276.3厘/千瓦时；放电（发电）电量8.0亿千瓦时，均价397.6厘/千瓦时，充放电价差为121.3厘/千瓦时。截至目前，山西有22家独立储能电站在交易平台注册，山东有49家参与市场交易。

部分省份出台独立储能充放电价格政策，且在迎峰度夏期间有所倾斜。浙江出台了电网侧储能临时价格政策，2025年7月1日至9月15日，未参与现货市场且按照调度机构安排充电的电网侧储能项目，在一般工商业电价非低谷时段充电的，充电价格按低谷时段价格执行，上网电量对应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

江苏省新能源开发股份有限公司2025年6月投资者关系活动记录显示，该公司独立储能项目在迎峰度夏（冬）期间，按照电网调度指令通过充放电形式参与电网调峰运行，不结算充电费用；在非迎峰度夏（冬）期间，可根据自身需求进行充放电，充电电量按江苏省燃煤发电基准价的60%计算，上述放电电量价格均为江苏省燃煤发电基准价。该公司执行的是江苏省发展改革委《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》（苏发改能源发〔2023〕775号）。2025年5月印发的《江苏省电力现货市场运营规则（V2.0版）》提出，电网侧储能可自愿参与现货市场，参与现货市场期间，不再按照上述政策结算。上述公司也提到，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间，项目可获得顶峰费用支持。

内蒙古、河北出台了独立储能容量补偿政策。内蒙古对纳入规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量进行补偿，补偿标准一年一定，补偿标准明确后执行10年，2025年及以前建成投产项目的补偿标准为0.35元/千瓦时。截至2025年上半年，内蒙古独立储能电站放电量补偿金额累计超过2亿元。河北独立储能电站按并网时间先后竞争获得容量补偿，年度含税容量电价为100元/千瓦。

山西、山东、广东、江苏等多地已在市场规则中明确虚拟电厂的市场主体身份，实际参与市场的进度较新型储能慢。国内前三个“转正”的现货市场——山西、广东、山东电力交易机构9月9日运行日报显示，截至8月底，山西有10家虚拟电厂注册入市；山东和广东暂没有虚拟电厂参与交易。车网互动则主要处于试点阶段，山东、江苏通过出台专门的充放电价格政策支撑V2G技术试验和商业模式探索。

资源和市场共成长

当前，部分省区电力市场建设仍不成熟，市场价格发现供需、反映调节资源价值的功能尚无法充分发挥，但大规模新型储能已经“就位”，政府出台阶段性价格政策有利于推动行业发展。“虽然政府定价的准确度不如市场价格高，但在有效市场形成前政策及时补位，能让大规模现成的资源发挥作用，且在使用过程中积累经验、优化技术。”刘思佳表示，“但市场主体不能把阶段性的政府定价当做固定机制，未来还是要发挥市场对价格形成、优化资源配置的主导作用。”

在低碳转型和支持政策密集出台的背景下，国内新型储能发展迅猛，近5年装机规模增长了近30倍。2025年1月《国家发展改革委 国家能源局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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）印发，明确不得强制新能源项目配建储能，此后新型储能行业进入了政策依赖的“戒断期”。

业内人士普遍认为，对新型储能而言，阶段性的价格政策能在市场建设完善前“扶一把”，未来行业发展还是要走市场化道路，根据优势在电力系统中找到自身定位，满足市场自主选择的需求，并通过参与电力市场盈利。作为新型调节资源的代表，新型储能的调用和市场化盈利模式将给虚拟电厂、车网互动等提供借鉴。

2025年，各地现货市场建设加速推进，《电力市场运行基本规则》及中长期、现货、辅助服务等基本规则也已将储能、虚拟电厂等纳入参与市场的新型经营主体。刘思佳表示，要进一步明确市场竞争的预期，强化调度公平，通过系统模型运算而非人为决策，实现市场化运作下资源调用的公平性。

为新型储能提供容量补偿呼声较高。此前，租赁费贡献新型储能项目的近半收益。刘思佳认为，容量补偿机制乃至容量市场的重要性毋庸置疑，但要正确认识提供容量费用的目的。“提供容量补偿的原因，在于资源提供了系统所需的容量价值，而不仅是为了让资源回收所有成本。在核定容量价格时，不应看资源有多少成本，而要看其能提供多少有效容量。”

在136号文出台前，业内对是否应该出台全国性储能容量电价政策就存在不同的意见。有观点称，当前，部分地区试点推行储能容量电价政策，是基于当地新能源行业发展和系统实际调节需要。若在全国层面推行，可能会影响136号文推动储能市场化转型的进程。

136号文提出的“适当放宽现货市场限价”被视为支持新型调节资源发展的积极信号。刘思佳表示：“由于市场工具可能失灵、被操纵，随着现货价差逐步扩大，对市场价格监管的需求反而更强了。”他建议，要配套相关的市场监管机制，在实现社会整体用能水平稳定的情况下获得一定的市场价格空间。“不是要抹杀个别时间节点的价格信号，机制设计要巧妙地兼顾保障市场价格总体稳定和利用有效价格信号引导供需调节。”