在“双碳”目标推动下，我国电力系统正加速向绿色低碳转型，东部区域作为经济发达、能源需求集中的负荷中心，储能在保障电力安全、促进新能源消纳中的作用愈发关键。近日，自然资源保护协会（NRDC）与中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合发布的《负荷中心储能潜力及发展机制研究——东部区域》报告，揭示了该区域储能发展的现状、需求与未来路径。

　　截至2024年底，东部区域（江苏、浙江、安徽、福建、上海）已投运新型储能达14.3GW，占全国总量的18.3%；抽水蓄能更是表现突出，装机容量达20.41GW，占全国的34.8%，凸显了东部在储能领域的重要地位。

　　从技术格局看，当前东部储能技术呈现高度集中特征：锂电池以96.5%的占比占据绝对主导地位，铅蓄电池（2.7%）和压缩空气储能（0.5%）紧随其后，飞轮、超级电容等技术仍处于从示范向商业化过渡的阶段。这种技术集中性与现阶段储能以调峰、保供等基础需求为主的特点密切相关——锂电池在响应速度、成本控制上的优势，使其成为短期调节需求的首选。

　　从应用场景看，电网侧是储能的“主战场”，占比达67%，其中独立储能又占据电网侧的90.6%，成为支撑电网灵活调节的核心力量；用户侧占比22.3%，且93.3%集中在工商业与产业园区，主要通过峰谷电价套利实现收益；电源侧占比最小，仅10.7%，以新能源配储为主。应用功能上，能量时移与容量服务、支持可再生能源并网、用户能源管理服务位列前三，反映出储能在电力系统“削峰填谷”和新能源并网中的核心价值。

　　随着风电、光伏等波动性新能源装机量快速增长，东部区域电力系统正面临前所未有的灵活性挑战。报告指出，未来五年东部新增风光装机将超200GW，新能源消纳矛盾将进一步凸显，同时极端天气与新型用电模式还将推动电力需求刚性增长——2024年夏季华东最高用电负荷同比增长超10%，五省市电网负荷均创历史新高。

　　- 调峰需求：通过时序生产模拟测算，为保障电力平衡，2025年、2030年、2035年东部区域需分别配置5.51GW、14.59GW、30GW新型储能，以应对日内小时级的电力波动。

　　- 惯量支撑：高比例新能源与外来电接入使系统非同步电源渗透率（RSNSP）持续攀升，2030年将达77.6%，逼近失稳阈值，需储能提供虚拟惯量以维持系统稳定。

　　- 调频能力：若发生直流双极闭锁等事故，2025年东部区域一次调频缺口将达3.28GW，即使到2035年仍有1.30GW缺口，需储能快速响应填补。

　　不同场景对储能技术的需求呈现差异化：惯量支撑与一次调频需10秒至1分钟内的短时响应，适合飞轮、超级电容等功率型技术；调峰则需2-4小时的能量型储能，锂电池目前仍是主流选择。未来，随着需求复合化，“调峰+调频”等综合场景将增多，推动多技术协同应用。

　　当前东部储能的发展，离不开政策与市场机制的双重推动。在“表前”（电网侧与电源侧）领域，新能源配储政策是核心驱动力：江苏、浙江、上海等省市对新建风电、光伏项目强制要求配置10%-20%的储能（时长2小时以上），鼓励通过共建共享、租赁等模式发展独立储能。这种模式不仅降低了新能源项目单独配储的成本，还让独立储能可参与电力市场获取多元收益，目前已占据电网侧储能的90.6%。

　　在“表后”（用户侧）领域，分时电价形成的峰谷套利空间是关键。2024年数据显示，东部五省市工商业储能均可实现“两充两放”，部分时段甚至能“三充三放”：浙江等效平均峰谷价差最高达0.84元/kWh，上海部分场景价差超1.2元/kWh，为项目提供了稳定收益。江苏、上海等还试点节假日深谷电价，进一步拓展了储能应用场景。

　　然而，储能发展仍面临多重挑战。2025年新政取消新能源强制配储后，独立储能失去了稳定的容量租赁收入，而现有电力市场机制尚未完善：省级备用市场普遍缺失，调频容量申报与中标比例受严格限制，多数省份不允许储能同时参与现货与调频市场，导致收益无法叠加。此外，分时电价政策频繁调整，部分地区输配电价不参与峰谷浮动，直接压缩了工商业储能的套利空间，影响投资信心。

　　报告预测，东部区域储能发展将经历三个阶段：现阶段以调峰、保供单一场景为主，锂电主导，政策驱动明显；2026-2030年进入完善提升期，场景拓展至惯量、调频，多技术实现规模化；2031-2035年则迈向协同成熟期，市场体系完备，用户侧场景全面成熟。

　　从规模看，2030年东部新型储能装机将达22.5GW。其中，集中式储能（主要为海上风电配储）占比66.7%，累计达15GW；工商业储能保持30%的年复合增速，累计达6.3GW；分布式光伏配储约1.2GW（受消纳条件影响存在不确定性）。技术上，磷酸铁锂仍将长期主导，全钒液流、压缩空气等长时储能向300MW+升级，飞轮、超级电容加速商业化，形成多元技术梯队。

　　为实现这一目标，报告提出需从规划、市场、政策多维度发力：在电网关键节点集中布局独立储能，推动抽水蓄能与新型储能协同调度；完善电力现货与辅助服务市场，允许储能跨市场参与获取多元收益；设立过渡期补贴，稳定独立储能投资预期。

　　作为我国负荷中心与新能源高渗透区域，东部储能的发展不仅关乎本地电力安全，更可为全国储能产业机制创新提供范本。随着技术迭代与市场完善，储能将成为推动电力系统低碳转型的核心力量，为经济社会绿色发展注入持久动力。