电网替代型储能：新型储能扩容的新路径

国家层面近期印发的新型能源体系建设相关规划提出，要大力发展新型储能，拓展其在电源协同运行、电网稳定支撑、微电网、虚拟电厂等领域的应用。根据相关规划，“十五五” 时期我国新增新型储能约 1.6 亿千瓦，到 2030 年全国新型储能规模将达到 3 亿千瓦。随着新能源装机持续增长、电力系统调节需求上升，新型储能已从单一容量补充转向多场景、多价值的系统应用。

作为新型储能的重要应用形式之一，电网替代型储能主要用于缓解局部电网重过载、延缓或替代输变电设施建设，并在特殊供电需求中发挥支撑作用。与传统输变电改造相比，这类储能方案建设周期更短，部署方式更灵活，能够较快响应局部负荷增长和临时供电需求。在农村地区返乡用电高峰、季节性负荷上升、城市老旧小区冬夏季负荷激增等场景中，局部台区或变电站短时重过载问题较为突出，电网替代型储能可作为一种柔性扩容手段参与解决。

从应用逻辑看，电网替代型储能的价值主要体现在两个方面：一是通过灵活配置，减少局部电网对传统输变电设施升级改造的依赖；二是通过多场景复用，提高设备利用效率，降低单个项目的投资压力。研究表明，在中低压场景下，短时重过载持续时间越短、所需配置规模越小，储能方案相对于传统改造的替代效益越明显。同时，部分储能设备占地面积较小、便于移动和装卸，适合在台区、变电站周边以及临时保电、应急抢修、线路检修等场景中使用。

在偏远地区，由于地理条件复杂、负荷规模较小、传统电网改造成本较高，电网替代型储能还可与光伏等分布式电源结合，形成局部供电方案。这类应用不以大容量电网基建为前提，而是通过光储协同满足基本用电需求，提升局部供电的可靠性和灵活性。

政策层面，电网替代型储能的定位已逐步清晰。2021 年，电网侧新型储能被明确区分为独立储能和电网替代型储能，并提出探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。2022 年，相关方案进一步提出，在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造。2024 年，有关指导意见强调结合系统运行需求优化布局电网侧储能，在偏远地区和输变电站址资源紧张地区合理建设电网侧储能。2025 年出台的专项行动方案则提出，鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能。

这一系列政策表明，电网替代型储能并非简单的电源侧调节资源，而是具有电网基础设施属性的柔性扩容方案。其目标不是主要通过电能量交易或辅助服务市场回收成本，而是通过延缓输变电设施建设、节约电网基建投资来体现价值。近两年，多地已围绕台区侧电网替代型储能开展试点，部分地区在配电台区部署储能设施，探索移动式与固定式相结合的应用方式，为后续机制建设提供了实践基础。

不过，电网替代型储能要实现规模化发展，仍面临机制层面的挑战。当前，成本回收路径尚不清晰，部分项目的投资回报存在不确定性，影响了市场主体参与的积极性。解决这一问题，关键在于建立符合其功能定位的成本核定和回收机制。

一方面，应强化技术经济替代性评估。电网替代型储能方案需要在供电可靠性、响应能力、安全水平等方面达到与传统改造方案相当的效果，同时在全生命周期成本上具备竞争力。如果技术性能不足或投资成本过高，其替代价值将难以充分体现。因此，需要结合不同地区的负荷特性、过载持续时间、设备复用率、建设周期等因素，进行综合比较。

另一方面，应提升成本核定的精准性。电网替代型储能设施可分为固定式和移动式两类。固定式设施通常与台区、变电站等电网设施紧密关联，成本可结合具体电网项目一并核定；移动式设施则具有跨场景复用特点，成本核定应考虑其多项目服务能力和利用效率，避免简单按单一项目测算。成本核定是否合理，直接关系到项目能否形成稳定预期，也关系到电网企业和社会资本参与的动力。

总体而言，电网替代型储能为应对局部负荷增长、优化电网投资提供了新的选择。它既不同于传统输变电设施，也不同于典型独立储能项目，而是介于电网基建与新型储能之间的一种柔性解决方案。随着新型电力系统建设深入推进，局部电网的灵活性需求将持续增加，电网替代型储能的应用空间有望进一步扩大。

未来，随着配套政策机制不断完善、成本回收路径逐步明确、试点经验持续积累，电网替代型储能将在保障电网安全、优化投资结构、降低社会用能成本等方面发挥更大作用。推动这一领域健康发展，需要行业各方共同关注技术经济性、成本核定、投资回收和试点示范等关键问题，形成清晰可循的发展路径。

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