簡版報告簡版報告負荷中心儲能潛力及發(fā)展機制研究——南部區(qū)域版權歸自然資源保護協(xié)會（NRDC）、中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNEA）所有，轉載或引用請注明來源。對報告如有建議或疑問,hhuang@esresearch@。（NRDC190NRDC00多名員工，以科學、法律、政策方面的專家為主力。NRDC自上個世紀九十年代中起在中國開展環(huán)保工作，中國項目現(xiàn)有成員40多名。NRDC主要通過開展政策研究，介紹和展示最佳實踐，以及提供專業(yè)支持等方式，促進中國的綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展和低碳發(fā)展。NRDC在北京市公安局注冊并設立北京代表處，業(yè)務主管部門為國家林業(yè)和草原局。中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNEA）20103月，是中國第一個專注于儲能領域的非營利性行業(yè)社團組織，致力于通過影響政府政策的制定和儲能技術的應用推廣，促進產(chǎn)業(yè)的健康有序可持續(xù)發(fā)展。聯(lián)盟聚集了優(yōu)秀的儲能技術廠商、新能源產(chǎn)業(yè)公司、電力系統(tǒng)以及相關領域的科研院所和高校，覆蓋儲能全產(chǎn)業(yè)鏈各參與方，共有國內(nèi)、國際800余家成員單位。同時，聯(lián)盟還負責承擔中國能源研究會儲能專業(yè)委員會秘書處的相關工作。聯(lián)盟在支撐政府主管部門研究制定中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略、倡導產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式、確定中遠期產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點方向、整合產(chǎn)業(yè)力量推動建立產(chǎn)業(yè)機制等工作中，發(fā)揮著舉足輕重的先鋒作用。請訪問網(wǎng)站了解更多詳情http:ww./封面圖片：廣西梧州市藤縣和平鎮(zhèn)華潤電力春筍儲能站｜圖源：何華文/目 前 第一章南部區(qū)域儲能發(fā)展現(xiàn) 第二章南部區(qū)域儲能需求分 多場景規(guī)模潛力推 新型儲能規(guī)模潛力分 新型儲能發(fā)展路 第三章現(xiàn)有政策機制及面臨的挑 配儲政策驅動“表前”儲能發(fā) 分時電價驅動“表后”儲能發(fā) 獨立儲能市場機制對比分 面臨的挑 第四章結論及建 參考文 附表1典型儲能技術性能對 附表2新型儲能應用分 附表32024年南部五省區(qū)工業(yè)儲能不同運行策略下的充放電相關數(shù) |負荷中心儲能潛力及發(fā)展機制研究——南部區(qū)域負荷中心儲能潛力及發(fā)展機制研究——南部區(qū)域 前言南部區(qū)域（廣東、廣西、貴州、云南、海南）作為我國用電負荷中心，也是國內(nèi)首個落地的區(qū)域電力市場，擁有豐富的水電、海上風電等清潔能源，省間電力資源互聯(lián)互通程度高，通過深入挖掘儲能、負荷側、省間互濟等低碳靈活性資源潛力，加強源、網(wǎng)、荷、儲互動來保障電力供應安全和促進新能源消納，具有良好的現(xiàn)實基礎，不僅對推動地區(qū)經(jīng)濟綠色低碳發(fā)展具有重要意義，同時也能為國內(nèi)其他地區(qū)電力轉型提供借鑒。隨著波動性可再生能源（VRE）滲透率不斷提升，電源的出力可控性逐漸降低，系統(tǒng)對靈活性資源的需求劇增。作為可提供不同時間尺度和不同類型靈活性的資源，新型儲能在電源側、電網(wǎng)側、用戶側已實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。南部區(qū)域除貴州省外，均出臺了支持新型儲能發(fā)展的專項規(guī)劃。未來在南部區(qū)域，新型儲能在保供應、促消納和保障電網(wǎng)安全方面將發(fā)揮愈加重要的作用。本項目的主報告《負荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——南部區(qū)域》基于南部五省當前的源、網(wǎng)、荷特性，考慮未來的負荷增長和電力規(guī)劃，定量分析了該區(qū)域低碳電力保供及靈活性資源潛力，研究了支撐相關低碳靈活性資源發(fā)展的配套機制設計，為負荷中心電力低碳轉型提供了可以借鑒的經(jīng)驗。本報告作為項目研究框架下的子報告，側重于分析南部區(qū)域儲能資源的靈活性潛力及配套發(fā)展機制。第一章南部區(qū)域儲能發(fā)展現(xiàn)狀根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2024年底，南部區(qū)域已投運新型儲能9201M/14MWh，功率裝機占全國總裝機比例為11.7%；南部區(qū)域抽水蓄能電站分布在廣東、海南兩省，已建抽水蓄能裝機為1280MW，功率裝機占全國總裝機比例為1.5%。廣 廣 貴 云 海新型儲能裝機抽蓄裝機圖1-1南部區(qū)域已投運儲能裝機（截至2024按技術類型分布統(tǒng)計，已投運新型儲能中鋰電池占比達99.5%，位居首位；鉛蓄電池占0.2%，位列次席；其余類型儲能合計占比0.3%。典型儲能技術性能廣 廣 貴 云 海鋰電池鉛蓄液流超級電容飛輪壓縮空氣重力儲能其他圖1-2南部區(qū)域已投運新型儲能技術分布（截至2024按場景分布統(tǒng)計，已投運新型儲能中電網(wǎng)側占比達62.3%，其中獨立儲能占電網(wǎng)側儲能的98.3%；電源側占比25.2%，儲能+光伏、儲能+常規(guī)機組占比最廣東廣西貴州云南海南圖1-3南部區(qū)域已投運新型儲能場景分布（截至2024按應用分布統(tǒng)計，已投運新型儲能中已投運新型儲能中支持可再生能源并網(wǎng)、能量時移+容量服務、配電基礎設施服務位居前三，裝機規(guī)模分別達7784MW、4210MW、3332MW。廣東廣西貴州云南海南圖1-4南部區(qū)域已投運新型儲能應用分布（截至2024注：某一項目可能具備多項應用，新型儲能應用分類見附表2第二章南部區(qū)域儲能需求分析主報告《負荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——南部區(qū)域》重點考量日內(nèi)調(diào)峰與保供時段靈活性需求，本儲能報告則聚焦慣量支撐、一次調(diào)頻兩類靈活性需求。主報告采用時序生產(chǎn)模擬法對規(guī)劃年8760小時逐時段評估，統(tǒng)籌優(yōu)化南部區(qū)域未來電力保供目標下的煤電、新能源、新型儲能、需求側響應、省間電力互濟等資源需求。抽水蓄能、新型儲能、需求側資源3類靈活性資源的優(yōu)化結果見下圖。在滿足保供需求的前提下，2025、2030、2035年新型儲能最優(yōu)規(guī)劃裝機分別為11.74、23.68、39.83GW，從裝機規(guī)模來看，落后于抽蓄，和需求響應規(guī)模抽水蓄 新型儲 需求側資圖2-1南部區(qū)域三類靈活性資源需求優(yōu)化結果（文獻[1]總結了國內(nèi)外常用于表征系統(tǒng)慣量需求（systeminertiarequirement，SIR）的指標，包括：非同步電源滲透率RSNSP、慣量比RIR、安全運行慣量ESOLoI、最小慣量閾值EMTLoI、最小慣性常數(shù)Hmin等。本報告采用非同步電源滲透率（RSNSP）指標估算慣量，其定義為系統(tǒng)非同步電源出力與總負荷的比值[2]。

=??????+??????×????+式中：PRE為新能源發(fā)電功率；PIN為外來電饋入功率；PL為負荷功率；PEX為外送功率。RSNSP＜50%，系統(tǒng)頻率對同步慣量不敏感，無需優(yōu)化；50%RSNSP75%，需通過增大同步慣量（調(diào)相機、電壓源虛擬慣量）或快速頻率響應（電流源虛擬慣量）改善性能；RSNSP＞75%，系統(tǒng)無法穩(wěn)定運行。常用調(diào)頻容量預測方法有歷史負荷統(tǒng)計法和經(jīng)驗比例法。國內(nèi)外經(jīng)驗表明，調(diào)頻容量通常按全網(wǎng)最大負荷的一定比例確定，并隨新能源滲透率動態(tài)調(diào)整：電網(wǎng)互聯(lián)規(guī)模越小、新能源占比越高，所需調(diào)頻容量越大。以廣東為例，調(diào)頻市場總規(guī)模需求空間約1~1.5GW，占統(tǒng)調(diào)負荷的1%左右1?；谥鲌蟾?025、2030、2035年典型日典型時刻（消納最困難時刻）的電力平衡數(shù)據(jù)，計算南部電網(wǎng)RSNSP指標變化情況。 生物質(zhì)及其他氣電煤電新型儲能外來電光伏風電核電常規(guī)水電抽蓄圖2-2南部區(qū)域2025、2030、2035年典型日典型時刻的電力平衡（表2-1南部區(qū)域典型日的RSNSP本地負荷抽蓄充電功率新型儲能充電功率填谷需求側響應功率考慮儲能、需求響應后的負荷本地新能源發(fā)電功率直流饋入功率非同步電源瞬時滲透率由RSNSP指標可知，2025年，RSNSP為54.0%；2030、2035年，RSNSP為分別為60.0%、63.8%，隨著新能源逐漸成為主體電源，系統(tǒng)慣量水平呈下降趨勢。若增大常規(guī)電源出力，使得抽蓄、新型儲能、需求響應滿容量響應，可將RSNSP降低到55%以下。另外也可以通過采取增大同步慣量措施改善電網(wǎng)動態(tài)頻率響應性能。抽水蓄 新型儲 常規(guī)水 煤 氣 需求響圖2-3南部區(qū)域2025、2030、2035考慮發(fā)生直流雙極閉鎖事故，失負荷8GW。采取同樣典型日，一次調(diào)頻供表2-2故障容量2.提供一次調(diào)頻的在線總裝機2.2煤電在線裝機2.3氣電裝機3.常規(guī)機組一次調(diào)頻出力做如下假設：水電、煤電、氣電在線機組均可提供一次調(diào)頻，一次調(diào)頻能力按裝機容量的6%估算（核電處于滿發(fā)狀態(tài)，不考慮核電一次調(diào)頻能力）。在該典型日，2025、2030和2035年南部區(qū)域本地機組具備的一次調(diào)頻能力即可滿足事故下的一次調(diào)頻需求。靈活性資源規(guī)劃：主報告通過時序生產(chǎn)模擬優(yōu)化得出，20252035年新型儲能規(guī)劃裝機（11423.68/39.83GW）雖低于抽蓄但接近需求響應規(guī)模，三者共同支撐電力保供目標。慣量需求與平衡：南部區(qū)域202520302035年RSNSP達54%/60%/63.8%，顯示慣量水平隨新能源占比提升而下降。當抽蓄、新型儲能和需求響應滿容量響應時，可有效將RSNSP降至55%以下，說明二者即使不直接提供慣量，也能通過調(diào)節(jié)負荷間接保障系統(tǒng)穩(wěn)定性。一次調(diào)頻需求與平衡：針對800萬千瓦直流閉鎖事故，分析表明常規(guī)電源（水電/煤電/氣電）在線機組按裝機6%提供的一次調(diào)頻出力（14.9-1.32GW）已能滿足需求。抽蓄與新型儲能未參與一次調(diào)頻響應，僅依靠傳統(tǒng)機組即可覆蓋調(diào)頻缺口，突顯其在事故場景下的非必要性。隨著《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）政策發(fā)布，未來新能源配儲將由“政策驅動”向“價值驅動”轉變。下面從集中式新能源配儲能、分布式光伏配儲、工商業(yè)儲能3個方面預測未來儲能裝機。截至2024年底，南部五省新能源裝機超過190GW，提前一年半完成2021-2025年新增新能源裝機100GW目標。根據(jù)相關規(guī)劃2，2030、2035年南部區(qū)域新能源裝機將達到250GW、400GW。假設集中式新能源占比為0%，且按10%配置儲能（參考當前的配儲比例），則2030、2035年應用于集中式新能源的儲能規(guī)模將達到1.5GW、28GW，低于主報告的237GW、39.8GW。由此可見，南部區(qū)域需要進一步推動儲能建設規(guī)模。截至2024年底，南部五省分布式光伏裝機為43.7GW，占光伏總裝機的 34.7%，過去6年，年復合增長率超過50%。假設2025~2030年、2031~2035年保持20%、15%的年均增長速度，2030、2035年分布式光伏累計裝機將達到130GW、260GW。若新增分布式光伏有10%需配置儲能，配儲比例為10%，則2030、2035年分布式光伏配儲規(guī)模將達到0.9GW、2.2GW截至2023年底，南部區(qū)域工商業(yè)儲能累計裝機581.1MW，過去5年復合增長率為49%，假設2024~2030年、2031~2035年保持32%、20%的年均增長速度，2030、2035年累計裝機達到4.1GW、10.1GW。綜上，2030、2035年南部區(qū)域新型儲能總裝機將達到22.5GW、40.3GW，其中電網(wǎng)可直接調(diào)用儲能裝機1.5GW、28GW，裝機占比分別為7.8%、6.5%?，F(xiàn)階段（初步建立階段現(xiàn)階段，南部區(qū)域新型儲能的應用聚焦于調(diào)峰、保供等單一場景，技術體系中鋰電池占據(jù)主導地位，其充放電時長適配于1-2小時區(qū)間，人工智能技術也開始進入初步探索階段。這一時期的發(fā)展特征與需求、技術、市場環(huán)境深度綁定：調(diào)峰與保供需求的發(fā)生頻次較低，鋰電池在當前技術條件下的顯著優(yōu)勢成為核心支撐，而尚未成熟的電力市場則構成了基礎環(huán)境約束。市場建設層面，區(qū)域現(xiàn)貨市場處于試運行階段，容量機制尚未建立，省際間的協(xié)同能力也相對薄弱，整體處于初步探索狀態(tài)。隨著發(fā)展進入20262030年，新型儲能的應用場景逐步拓展，在原有調(diào)峰、保供基礎上，慣量支撐的需求開始顯現(xiàn)并融入核心應用場景。技術層面，長時儲能技術實現(xiàn)關鍵突破，打破了此前以鋰電池為主的單一格局，部分新興技術逐步走向商業(yè)化應用，而人工智能技術的融合也從初步探索邁向深度滲透，形成“數(shù)據(jù)驅動+機理建模”的復合應用模式。這一階段的驅動因素更為多元：慣量需求的出現(xiàn)推動技術向更廣泛的適配性發(fā)展，現(xiàn)貨市場的逐步成熟與輔助服務市場的不斷完善，也為儲能應用提供了更健全的市場環(huán)境。市場建設層面，區(qū)域現(xiàn)貨市場與調(diào)頻服務從試運行轉入正式運行，容量補償機制開始試點推行，省際間的協(xié)同能力較此前明顯增強，整體呈現(xiàn)從分散探索向協(xié)同推進的過渡特征。2031~2035單場景（調(diào)峰保供）單場景（調(diào)峰保供）區(qū)域現(xiàn)貨調(diào)頻正式運行區(qū)域現(xiàn)貨調(diào)頻試運行需求因 慣量需求出現(xiàn) 部分技術商業(yè)化，技 環(huán)境因 電力市場不成熟（時長小時 環(huán)境因 市場體系完備圖2-4第三章現(xiàn)有政策機制及面臨的挑戰(zhàn)南部區(qū)域五?。◤V東、廣西、貴州、云南、海南）202年及以后新增或特定時間并網(wǎng)的集中式新能源項目（風電、光伏等）強制配儲[3-9]，可自建、共建或租賃，配置比例多為10%及以上（廣西陸上風電20%），時長12小時及以上，廣西、云南、貴州三省還明確提出了儲能租賃的參考價格區(qū)間，為市場提供了更具體的指導。表3-110%容量10%10%不低于1小時/2參考區(qū)間為上下浮動南部區(qū)域“表前”儲能占比為87.4%，高于東部區(qū)域近10個百分點，未來“表前”儲能仍是南部區(qū)域新型儲能的發(fā)展重點。隨著《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號文）出臺，南部區(qū)域也將從"行政強制配儲"轉向"市場驅動配儲"。南部區(qū)域用戶側儲能仍以工商業(yè)/產(chǎn)業(yè)園為主要場景，9.8%的裝機集中在廣東省，主要得益于工商業(yè)發(fā)達、充放電價差較高。統(tǒng)計2024年南部五省區(qū)工商業(yè)儲能運行數(shù)據(jù)，結果顯示：廣東有4種運行策略，充放電價差均價0.47~1.02元/kWh；廣西2種策略，均價0.23~0.45元/kWh；云南4種策略，均價0.12~0.33元/kWh；貴州2種策略，均價0.36~0.73元/五省均實現(xiàn)日均"兩充兩放”操作，但價差水平差異顯著：廣東等效平均價差最高（0.73元/kWh），海南次之（0.67元/kWh），貴州（0.54元/kWh）、廣西（0.34元/kWh）居中，云南最低（0.19元/kWh）。總體來看，南部區(qū)域價差低于東部區(qū)域，尤其是廣西、云南價差較低，這也是南部區(qū)域工商業(yè)儲能占比低于東部區(qū)域的原因。廣 廣 貴 云 海等效平均價差 日均充放圖3-12024年南部5省區(qū)工商業(yè)用戶儲能日均充放電次數(shù)和等效平均價差3從參與浮動的電價構成來看，云南浮動范圍僅含上網(wǎng)電價；海南將上網(wǎng)電價與輸配電價一并納入浮動；廣西上網(wǎng)電價、政府性基金及附加參與浮動；廣東、貴州參與浮動的電價涵蓋上網(wǎng)電價、輸配電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用及系統(tǒng)運行費。浮動電價構成直接影響價差絕對值，從而影響工商業(yè)儲能的發(fā)展。廣東、貴州浮動范圍較廣，價差空間大；云南、廣西輸配電價未納入浮動導致峰谷價差小，削弱了工商業(yè)儲能套利能力。表3-2?。ㄊ心喜繀^(qū)域建立了覆蓋廣東、廣西、貴州、云南、海南等南方五省區(qū)的區(qū)域級電力市場，包括電力中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場。以下主要分析獨立儲能參與南部區(qū)域市場的相關機制。中長期交易方面，新型儲能和抽水蓄能電站可作為獨立經(jīng)營主體參與跨省中長期電量直接交易（（購/售電））、合同電量轉讓/置換/回購（調(diào)整合約）等交易品種，也可參與跨省綠色電力交易。交易時需根據(jù)實際充放電需求申報，交易限額不超過實際充放電能力，可依據(jù)額定容量和預計充放電循環(huán)次數(shù)確定。規(guī)則賦予儲能與發(fā)用電企業(yè)同等地位，通過市場化機制實現(xiàn)跨省套利和合約靈活管理，但需嚴格遵循交易限額與系統(tǒng)安全約束?，F(xiàn)貨電能量市場方面，南部區(qū)域現(xiàn)貨市場處于連續(xù)結算試運行階段。2023年3月，廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)了《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》，允許獨立儲能“報量報價”或“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場，充放電價格采用所在節(jié)點的分時電價。輔助服務市場方面，南部區(qū)域調(diào)頻輔助服務市場于2021年7月轉入正式運行，儲能可作為第三方獨立主體參與（需省級及以上調(diào)度機構調(diào)管），或與發(fā)電企業(yè)聯(lián)合體形式參與，以發(fā)電單元為單位參與日前集中競價和預安排、日內(nèi)統(tǒng)一出清，申報調(diào)頻里程價格（范圍3.5-15元/MW），按綜合調(diào)頻性能指標（k0.3）歸一化處理報價后參與排序出清，中標后按統(tǒng)一出清價格結算，并享受優(yōu)于水電的結算政策。儲能中標時段不得參與現(xiàn)貨電能量市場及跨省備用跨省備用輔助服務方面，南部區(qū)域跨省備用市場目前處于結算試運行階段，2022年下發(fā)的《南部區(qū)域跨省電力備用輔助服務市場交易規(guī)則（模擬試運行版）》明確省級及以上電力調(diào)度機構調(diào)管、具備提供備用服務能力的儲能電站作為第三方輔助服務提供商可參與跨省備用市場交易，但儲能參與市場的交易細則將另行制定。獨立儲能參與南部區(qū)域各省區(qū)的相關市場規(guī)則[10-13]表3-3新型儲能和抽水蓄能電站可作為獨立經(jīng)營主體參與南部區(qū)域跨省中長期電量直接交易、合同電量轉讓/置換/回購等交易品種，也可參與跨省綠色電力交易。但未針對儲能制定實施細則。獨立儲能按照南部區(qū)域兩個細則、南部區(qū)域調(diào)頻及備用服務市場交易規(guī)則、貴州電力調(diào)峰及黑啟動輔助服務市場交易規(guī)則等規(guī)定，參與區(qū)域調(diào)頻、跨省備用、調(diào)峰等輔助服務市場交易。未建立南部區(qū)域儲能市場規(guī)則機制創(chuàng)新性強，賦予儲能主體地位實現(xiàn)跨省套利與靈活調(diào)節(jié)，但容量補償缺失、跨省備用細則待定、中長期亟待進一步完善等短板制約發(fā)展?jié)摿Α?域正在建設區(qū)域電力市場，各省儲能規(guī)劃普遍以本地電力供需平衡為核心目標，跨省統(tǒng)籌機制缺失，配置規(guī)模、布局和時序與電力系統(tǒng)需求缺乏精準匹配，導致資源配置難以適應區(qū)域電力流特性；南部區(qū)域新型儲能裝機中鋰離子電池占比達99.5%，液流電池、壓縮空氣、氫能等長時儲能技術應用不足，與云南、貴州的水電資源特性及海南的孤島電網(wǎng)需求不匹配。中長期交易的“剛性”與儲能的“靈活性”沖突，中長期交易形成的分時段電價無法充分反映儲能價值；儲能既是電力“消費者”（充電）又是“生產(chǎn)者”（放電），在現(xiàn)有的發(fā)、用電分開結算機制下，存在重復支付費用或承擔不合理的成本；儲能需要嚴格按照合同曲線或日前出清曲線進行充放電操作，但日內(nèi)運行中，受現(xiàn)貨價格信號、系統(tǒng)調(diào)度指令、自身荷電狀態(tài)（stateofcharge，簡稱SOC）限制等因素影響，面臨嚴厲的偏差考核罰款，顯著增加了運營風險和成本；南部區(qū)域工商業(yè)儲能較電網(wǎng)側儲能規(guī)模差距顯著，反映出用戶側儲能價值挖掘不足與市場活力受限。南部區(qū)域作為國內(nèi)唯一連續(xù)運行的區(qū)域市場，與省級市場為主的體系相比，儲能調(diào)度面臨三大獨特挑戰(zhàn)：調(diào)度規(guī)則不完善：新能源配儲的調(diào)度權責劃分模糊，部分項目因缺乏靈活調(diào)用策略無法充分參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)；儲能與火電、水電、新能源的協(xié)同控制策略不完善。集群控制技術瓶頸：區(qū)域級新能源波動性與電網(wǎng)安全約束需規(guī)?；瘍δ軈f(xié)同響應，但現(xiàn)有AGC控制權分散在省級調(diào)度，缺乏跨省集群協(xié)調(diào)算法與快速響應通道。阻塞管理復雜：跨省斷面潮流限制頻繁觸發(fā)，但省間阻塞成本分攤機制尚未建立，儲能充放電策略需動態(tài)規(guī)避阻塞，卻因缺乏區(qū)域級阻塞價格信號，無法優(yōu)化跨省充放電時序?？缡f(xié)調(diào)復雜性：需平衡多省級主體利益訴求，省間調(diào)度指令優(yōu)先級沖突（如調(diào)峰需求錯配）、跨省備用輔助服務機制未貫通，導致儲能資源難以跨省優(yōu)化配置。第四章結論及建議1）2024截至2024年底，南部區(qū)域已投運新型儲能9201MW/17474MWh，功率裝11.7%，抽水蓄能10280MW17.5%。新型儲能中鋰電池占比99.5%，電網(wǎng)側場景占62.3%（獨立儲能占98.3%），主要應用于支持可再生能2025-2035年南部區(qū)域新型儲能規(guī)劃裝機11.74/23.68/39.83GW，需配置小時鋰電池儲能，以兼顧調(diào)峰保供與慣量支撐。2025-2035年系統(tǒng)非同步電源滲透率（RSNSP）從54.0%升至63.8%，需儲能通過具備虛擬慣量改善電網(wǎng)頻率響應；當前一次調(diào)頻由常規(guī)電源（水電、煤電等）滿足，但未來或需儲能作為備用資源。從“行政強制”轉向“市場驅動”。但當前政策驅動下的配儲規(guī)模與系統(tǒng)靈活性南部區(qū)域用戶側儲能裝機占比僅12.6%，其中工商業(yè)/產(chǎn)業(yè)園場景占92.4%，且9.8%的裝機集中在廣東省。發(fā)展不均衡的主因是電價差水平區(qū)域差異顯著：廣東等效平均價差最高（073元/kWh），海南次之（0.67元/kWh），云南最低（0.19元/kWh）。價差過低導致儲能損耗成本難以回收（如云南、廣西），抑規(guī)劃層面區(qū)域協(xié)同不足、技術路徑單一（鋰電池占比超99.5%）；市場機制中中長期交易與儲能靈活性沖突，成本回收困難；調(diào)度運行規(guī)則不完善，跨省集群控制與阻塞管理存在技術瓶頸，容量補償機制尚未建立。成立五省聯(lián)合規(guī)劃機構：統(tǒng)籌跨省儲能需求評估與布局，基于電力流特性編制統(tǒng)一規(guī)劃方案；滾動調(diào)整跨省重點斷面配套儲能：結合各省差異化的新能源裝機增速（如廣東、廣西海上風電爆發(fā)式增長）、消納瓶頸（如云南豐水期棄水、廣東負荷中心消納壓力）、負荷特性（如海南旅游旺季負荷高峰）及跨省輸電能力，滾動調(diào)整儲能規(guī)模配置；重點支持具有區(qū)域適用性的技術：云南/貴州（水電富集、調(diào)節(jié)需求大）重點推動4小時以上長時儲能（如液流電池、壓縮空氣儲能）示范項目落地，配套水電調(diào)節(jié)，解決豐枯矛盾；海南（孤網(wǎng)運行、系統(tǒng)慣性小、新能源滲透率目標高）重點試點壓縮空氣儲能（提供長時支撐與慣性）+鋰電（提供快速響應）合儲能系統(tǒng)；廣東、廣西（負荷中心、海上風電發(fā)展快、土地資源緊張）重點推進海上風電制氫（長時儲能、氫能產(chǎn)業(yè)協(xié)同）示范項目，探索分布式儲能聚合、用戶側儲能規(guī)模化應用。創(chuàng)新儲能雙重身份結算機制：設計適配儲能“發(fā)用一體”特性的結算規(guī)則，探索容量與靈活性專屬交易品種，區(qū)域統(tǒng)一框架下，允許各省試點細節(jié)差異；動態(tài)豁免SOC安全區(qū)偏差考核：設置合理SOC運行區(qū)間，動態(tài)免考核日內(nèi)電量偏差，保障運行自由度，各省電網(wǎng)公司根據(jù)本省系統(tǒng)特點和儲能應用場景，制定具體的豁免細則和區(qū)間范圍；推出靈活差價合約機制：允許儲能簽訂可日內(nèi)調(diào)整的差價合約，豁免考核并鎖定價差收益，初期可在電力現(xiàn)貨市場較成熟的廣東先行試點，積累經(jīng)驗后建立差異化的容量補償機制：對云南/穩(wěn)定的長時儲能，給予較高比例的容量補償，對海南提供系統(tǒng)慣性、黑啟動、電壓支撐等關鍵輔助服務的儲能，給予專項容量補償，廣東/廣西容量補償機制可更多與現(xiàn)貨市場表現(xiàn)、提供調(diào)頻等輔助服務能力掛鉤，體現(xiàn)市場激勵；完善峰谷電價差機制：指導各省動態(tài)調(diào)整峰谷時段劃分和價差幅度，使其真實反映本省不同季節(jié)、不同時刻的系統(tǒng)凈負荷曲線變化，如云南豐枯期、海南旅游旺季淡季；優(yōu)化項目開發(fā)環(huán)境：建立工商業(yè)儲能項目備案、并網(wǎng)快速通道，簡化大型配套儲能的環(huán)評、用地審批流程，解決城市區(qū)域用戶側儲能的消防審批、場地限制等瓶頸，引導社會資本加速入局。建立跨省調(diào)度平臺與協(xié)同機制：依托南部區(qū)域電力市場建設，建立跨省調(diào)度平臺，實現(xiàn)五省儲能資源實時監(jiān)控與跨省協(xié)同調(diào)度；構建“區(qū)域-省級”兩級調(diào)度指令通道：優(yōu)先保障區(qū)域級緊急指令（如頻率緊急支援）執(zhí)行，需明確指令優(yōu)先級、沖突處理規(guī)則，并在各省調(diào)度規(guī)程中完善跨省斷面阻塞管理機制：重點關注云南外送、廣西送廣東等關鍵斷面的阻塞管理機制，通過實時阻塞電價引導儲能充放電策略優(yōu)化，如云南水電大發(fā)期且外送通道受限時，利用云南本地儲能或貴州儲能充電，減少棄水，待通道空閑或廣西/廣東需要時釋放；制定儲能協(xié)同調(diào)度與緊急調(diào)控規(guī)則：明確不同場景（正常、阻塞、緊急）下儲能的調(diào)度權限、響應要求、補償標準，制定極端天氣（臺風）下的儲能黑啟動、孤網(wǎng)運行專項預案和補償規(guī)則；構建