0. 背景：电价"行政枷锁"的彻底解除与综合能源站的结构性考验
随着光伏、风电等新能源装机占比持续快速上升，中国电力系统正从传统的负荷主导型 运行模式，全面迈入电源---负荷双重不确定性并存的新阶段。
2026年，中国电力市场迎来了从"政策驱动"向"市场主导"转型的关键拐点。随着发改能源〔2025〕1656号文、发改运行〔2025〕1502号文相继落地，延续多年的固定分时电价机制正式退出历史舞台。政府将电价形成权系统性地交还市场，由新能源出力、实时供需关系与系统调节成本共同决定电能在不同时段的真实价值。
在这一机制下，电价开始呈现出显著的时序重构特征：
午间光伏高出力---电价下行、晚间新能源回落---电价抬升将逐步成为常态，夜谷白峰传统不再具备普适性。电价不再服务于用电习惯，而是反过来引导负荷行为，推动用户侧主动参与系统平衡。
与此同时，发改价格〔2025〕136号文终结了新能源"强制配储"的行政安排，储能不再作为新能源并网的前置条件；而发改能源〔2025〕1710号文则从系统层面提出"主网---配网---微电网协同"的新型电力系统架构，为源、网、荷、储在更细颗粒度上的协同运行提供了物理与制度基础。
在这一背景下，综合能源站的储能配置逻辑面临系统性重构。
以往依赖固定分时电价形成的峰谷套利商业模式，在动态电价和现货市场环境中已难以成立；同时，随着电价信号直接引导用户侧负荷转移，车辆充电、可移负荷本身正在承担起一部分新能源消纳与时序平衡功能，形成一种"由市场驱动的自然储能"。
储能是否仍有必要配置？如果配置，其核心目标是套利、消纳，还是容量、调控与系统参与？
正是在这一现实背景下，本文围绕综合能源站在动态分时电价条件下的储能配置问题，提出并系统分析三种典型方案------无储能方案、小储能（动态增容型）方案与功能型储能方案，以期为源储荷柔性控制系统研发，以及综合能源站选址、配置决策，提供可落地的技术与战略参考。
1. 三种储能配置策略对比总表
这张表，是整个报告的"总开关"
| 维度 | 无储能 | 小储能（动态增容型） | 功能型储能方案 |
|---|---|---|---|
| 综合能源站定位 | 电价响应型负荷节点 | 受限容量下的高功率节点 | 系统级能源节点 |
| 储能角色 | 不配置 | 电网容量调节工具 | 系统调节与服务资源 |
| 与动态分时电价关系 | 完全依赖电价引导负荷 | 电价 + 功率双约束 | 电价仅作为辅助信号 |
| 光伏消纳方式 | 用户侧"自然消纳" | 用户消纳 + 功率平滑 | 用户消纳 + 主动调度 |
| 对并网容量依赖 | 极高 | 中等（可软化） | 较低 |
| 微电网调控能力 | 依赖电网 | 局部可控 | 高度可控 |
| 虚拟电厂潜力 | 几乎无 | 有限 | 核心组成单元 |
| 适用主体 | 单站、低功率需求 | 大功率充电站 | 有系统化运营能力的主体 |
| 战略属性 | 战术选择 | 工程最优解 | 战略能力布局 |
一句话概括
- 无储能：顺电价
- 小储能：买容量
- 功能型储能：进系统
决策逻辑：从"要不要"到"为什么"的战略推演
储能配置不再是简单的"有"或"无"的选择题，而是一系列基于资源禀赋与战略意图的连续决策。其核心流程如下图所示。
2. 核心背景：动态分时电价改变储能的前提
动态分时电价，本质是"系统级虚拟储能"。
在新能源高渗透率条件下，分时电价已经不再是固定规则，而是：
- 系统出力状态的映射
- 新能源消纳压力的映射
- 电网调节成本的映射
由此带来的直接后果是：
大量原本应由"物理储能"承担的消纳与平衡功能，
被"价格信号 + 用户行为"提前完成。
典型例子：
- 中午光伏高出力 → 谷价
- 车辆、可移负荷集中用电
- 光伏就地消纳，无需储能兜底
因此必须明确：
"动态分时电价 + 负荷响应"，已经构成第一层储能。
3. 无储能综合能源站
------"彻底拥抱电价信号"的设计哲学
3.1. 方案本质
综合能源站无储能，配电容量充足，将站点完全定义为一个大功率、高弹性的 "电价响应型大负荷" 。其运行完全由动态电价信号驱动，所有调控责任交由主网承担。
3.2. 系统要求
关键在于构建一个先进的负荷侧管理系统，核心能力包括：
- 高精度预测：短期负荷预测与电价预测。
- 柔性控制：充电功率的实时分级、限额与有序调度。
- 用户引导：通过价格信号或激励策略，柔性调节用户充电行为。-
- 微电网降损
3.3. 核心风险与应对
-
风险：极度依赖外部电网的稳定性与容量裕度。在电网受限或极端事件下，站点运行将面临巨大风险，且无任何缓冲能力。
-
应对：仅适用于电网基础条件极好、扩容便捷且成本低的场景。必须与电网规划保持紧密沟通。
结论：这不是保守方案，而是在电网资源无限充裕假设下的最优理性选择。该假设在多数高功率充电场景下正变得越来越不成立。
4. 小储能（动态增容型）综合能源站
4.1. 方案重新定义储能即容量服务
在此策略中，储能的首要身份不是"电池"，而是 "容量即服务 的载体。其核心价值在于：
以可调度、可迭代的柔性储能投资，替代一次性、沉没的刚性电网扩容投资。
4.2. 为什么"动态增容"必须成为核心分析点
综合能源站面临的现实问题是：负荷波动较大，功率瞬时突增。
电网侧的典型要求是：
按最大可能负荷建设容量
而容量建设费用：
- 差异极大
- 不透明
- 与地段、电网结构强相关
- 在不少场景下： 高于储能投资本身
因此，"是否上储能"的真正触发条件是：
并网容量是否成为约束资源
4.3. 技术特征与控制系统要求
-
技术特征：功率型配置（高C率），能量容量仅需覆盖15-30分钟的功率尖峰，不追求深度循环，不参与峰谷套利。
-
控制核心：控制系统必须以并网点功率为不可逾越的硬约束，实现储能与充电负荷的毫秒至秒级协同。目标函数是平滑负荷曲线、削减最大需量、抑制爬坡率。
这是"工程最优解"，而不是收益最优解。
5. 功能型储能综合能源站
5.1. 方案定位
将综合能源站提升为电力系统的主动参与者，作为微电网核心或虚拟电厂（VPP）的关键节点。储能在此扮演多面手角色：应急备用、调频、调峰、需求响应等。
5.2. 必须强调的现实前提
单站功能型储能，经济上几乎不成立。
其可行性建立在两个支柱上：
- 规模支柱：需多个站点（通常≥5个）通过聚合平台实现资源整合与协同优化。
- 市场支柱：需有成熟、稳定的电力辅助服务市场、现货市场或VPP交易机制，能够为所提供的系统服务提供明确的经济回报。
5.3. 核心风险与应对
-
风险：市场与政策风险。其投资回报高度依赖于外部市场规则的持续性、公平性与价格水平，不确定性极高。
-
应对：这属于战略能力投资。投资主体需具备强大的资源整合能力、市场交易能力和风险承受能力，旨在抢占未来能源生态中的关键位置。
这是系统能力储备，不是短期收益工具。
6. 关于"储能参与微电网调控"的最终澄清
储能确实能提供无功支撑、电压调节、降低网损等微电网调控功能。然而，必须清醒认识到：
-
经济性微弱：此类功能产生的年化收益，通常不足储能总投资的3%，绝不能作为储能立项的主要经济依据。
-
核心价值：其真实价值在于 "合规性" 、 "安全性" 与 "高品质运行" ，是保障站点安全接入和稳定运行的基础，属于"必要非充分条件"。
7. 源储荷柔性控制系统功能需求对比表
| 功能模块 | 无储能方案 | 小储能（动态增容型） | 功能型储能方案 |
|---|---|---|---|
| 核心控制目标 | 用电成本最小化 | 并网点功率≤设定值 | 多目标优化（收益、指令、安全） |
| 关键算法 | 电价预测、负荷预测、有序充电 | 实时功率协调控制、需量控制、爬坡控制 | 联合优化调度、市场出清算法、分布式协同 |
| 响应速度 | 分钟级 | 秒级至毫秒级 | 分钟级（能量）至秒级（功率） |
| 外部接口 | 电价信息流 | 基础电网信息 | 市场/调度指令、站群协同指令 |
| 硬件要求 | 中 | 中高（需快速功率响应） | 高（高精度计量、高速通信） |
8. 最终结论
对于综合能源站源储荷柔性控制系统研发与新能源选址决策的建议：
- 动态分时电价 + 用户行为，已构成第一层"虚拟储能"
- 是否配置储能，核心判断标准是"容量是否受限"
- 小储能 + 动态增容，是当前最现实、最值得研发的方向
- 功能型储能是战略能力，不是单站经济解
- 储能应被视为微电网基础设施，而非独立盈利资产
未来的综合能源站，
不再是"有没有储能"的问题，
而是：
"是否需要为容量和系统地位付出成本"。
编者：肖永威
日期：2026年2月4日