核心观点 - 活动聚焦新型电力系统建设背景下用户侧储能的发展路径，通过发布研究成果与多场景应用研讨，为负荷中心区域能源转型提供解决方案 [1] - "源网荷储智"协同发展正从战略构想加速走向实践落地，新能源行业处于市场化改革关键节点 [6] - 活动明确了三大关键趋势：储能投资逻辑向多元模式转型、现货市场与辅助服务机制重构储能价值评估体系、技术创新与场景融合成为突破盈利瓶颈的核心路径 [29] 研究成果发布 东部区域 - 东部区域（江苏、浙江、安徽、福建、上海）通过发展新型储能、需求侧资源和省间互济，预计2026~2027年发电侧排放达峰，2030年电网侧新型储能需达1459万千瓦，需求侧调节能力3330万千瓦，跨区输电容量12417万千瓦，三类资源保供潜力达最大用电负荷30% [9] - 2030年前新建新型储能比扩大跨区输电容量保供效果更好、成本更低，需求侧资源库可按8%或更高比例构建，重点省市可提高至10% [9] - 配套机制建议：建立市场化交易为主的省间协调互济机制，适时扩大价格上限以反映灵活性资源真实价值 [9] 南部区域 - 南部区域（广东、广西、云南、贵州、海南）预计2027年发电侧排放达峰，2030年电网侧新型储能需达2368万千瓦，需求侧调节能力3288万千瓦，省间互济规模7800万千瓦以上，保供潜力接近最大用电负荷30% [10] - 2027年前重点提升储能充放电效率并控制成本，优先发展需求侧资源，推动特高压通道向多元互济转变；2027年后探索长时储能技术，深入挖潜用户侧资源 [10] - 配套机制建议：建立储能容量补偿机制、降低用户侧资源参与门槛、优化跨区交易和输电价格机制 [10] 储能发展路径 - 东部和南部区域2030年电网侧新型储能规划装机分别需达1459万千瓦和2368万千瓦，2035年分别达3000万千瓦和3983万千瓦，重点发展方向为集中式新能源配储、分布式光伏配储和工商业储能 [11] - 近期新能源强制配储政策取消导致储能收益和需求承压，分时电价调整影响工商业储能收益稳定性，需优化规划布局、完善市场机制 [11] - 技术层面：近期以锂电池1-2小时储能为主，"十五五"后期需重点发展长时储能技术 [12] - 市场机制：省级层面需完善储能参与现货及辅助服务市场，区域层面建立跨省联合评估机制，优化储能调频容量申报规则 [12] 圆桌对话要点 - 高比例新能源需新型灵活性资源调节，储能规模化推广需聚焦安全可靠性和系统经济性 [17] - 跨区互济潜力未充分挖掘，需优化电网通道规划、鼓励虚拟电厂聚合平台建设 [19] - 电动汽车作为需求侧资源未来需发挥聚合商作用，形成规模化调节能力 [21] - 储能投资需转向"光储联合投资"和虚拟电厂布局，现货市场成熟将打开新盈利空间 [23] - 用户侧储能需跳出传统峰谷套利思维，积极参与电力市场创新 [25] - 虚拟电厂需解决"四可"技术瓶颈（可观、可测、可控、可用），建立行业标准和市场化机制 [27] - 市场机制是灵活性资源价值兑现关键，需丰富市场品种并保持规则稳定性 [29]