近日，北京城市副中心的绿心公园通过了国内外两项碳中和认证，成为北京市首个“全域零碳公园”。其中，园区的供热系统采用分布式光伏+地源热泵+水储热模式，将绿电利用到极致。储热作为热泵的“好搭档”，在各地低碳、零碳园区也相继涌现。储热系统通过相应的设备——如安装在换热站内的分布式储热罐，在风电和光伏充裕、供热需求较低的时段储存热量；而电网紧张或供热高峰时段则释放热量，从而实现供热与电力系统的双重“削峰填谷”。储热技术能与电供热协同运作，提高供电可靠性和灵活性，同时也由储热反哺热泵部署，进一步减少供热部门投用化石能源。

然而，尽管储热技术已较为成熟，其实际应用量仍有提升空间。为进一步释放其系统价值，可以通过优化电价政策设计，激励供热系统灵活运行，提升投资储热的意愿，最终由热泵+储热系统灵活运行带来的经济和环境效益推动供热部门加速转向电气化。

虽然与整个供热部门规模相比，储热只占其容量的一小部分，但储热是供热和电力两个部门的重要衔接，因此有必要尽快推动其更广泛的部署和发展。目前，国际先进水平的储热市场已进入初步商业化阶段，其中欧洲占据主要份额。2023年，欧洲储热行业收入约占全球市场的30.1%。与此同时，中国已开展多项技术示范项目，年储热容量区间最高可达1GWh，占全球储热容量的二十分之一左右，行业收入约占全球市场的7.2%。而按终端用户划分， 2022年公共事业部门在中国储热市场中占比27%，低于工业及住宅商业部门。总体来看，国内储热市场仍处于推广应用阶段，发展潜力巨大。

除提升储热规模之外，还应该关注其与电力系统协同运作、提供需求响应服务的能力。并此过程中，分时电价机制发挥“指南针”作用，通过价格信号引导供热方调整用电，为电力系统提供灵活资源，也让供热企业通过获取电价优惠与灵活性补偿，实现经济驱动。持续完善分时电价机制，有助于充分发挥储热的灵活性和经济价值，从而推动对储热和热泵的投资。当前，分时电价设计可在时间和空间两个维度进一步细化，并通过更紧密地与实际发电状况对接，调动用户响应意愿。

在空间维度，目前分时电价多以省级为单位，空间分辨率偏粗，难以精准反映储热系统在局部电网中所提供的灵活性价值，尤其在缓解局部电网阻塞和推迟输配电扩容方面。例如，在局部配电网负载趋于饱和、电源结构不灵活的地区，通过配置储热系统可有效降低冬夏季高峰负荷，延缓对变电站或线路的扩容需求。提升分时电价的空间颗粒度，结合节点电价或按地理分区引入浮动价差，更能反映本地化需求响应与系统价值，引导储热向高价值地区配置。

在时间维度，当前大部分工商业分时电价已显示日内峰、平、谷时段的电价差异，部分省份更设有尖峰电价机制。但多数地区仍沿用固定时段定价模式，难以充分体现新能源发电的实时波动。引入与电力现货市场挂钩的动态分时电价或实时电价机制，使电价更能反映小时甚至分钟级别的系统状态，有助于用户更精准地响应电网需求，分享电价波动红利。这不仅提升储热项目的投资回报率，鼓励负荷移峰和能量套利，还能减少电网对高成本尖峰电源的依赖。

山东已在该领域迈出尝试，推出与现货价格联动的虚拟电厂灵活调节类零售套餐。若反映到供热侧，该机制能激励用户在电价较低、绿电充足的时段进行储热。但此机制仍存在改进空间，例如山东现货市场（与其他现货市场类似）在价格上下限设置上仍过紧，限制了价格波动，消弱了对系统灵活性资源的激励，导致需求响应利用率不高，难以实现负荷平衡，不利于储热等需求响应资源的商业模式发展。因而，推广与电力现货市场价格联动的电价政策，并适度放宽电力市场价格限制，是鼓励供热侧资源灵活运行的重要方向。

如前文所述，储热系统有助于平衡电力供需、提升系统灵活性、削减峰值负荷、减少输配电扩容投资、减排增效，并推动可再生能源更大规模并网消纳。若能将谷电作为主要供能方式，还可有效降低供热企业运行成本、提升储热设备部署规模，与提高热泵装机比例。完善电价机制，推动热泵与储热系统的协同发展，是实现高效、智能化供热的重要路径。这不仅有助于实现“碳达峰、碳中和”目标，也体现出电价机制朝着更真实反映能源生产成本与系统价值方向的改革趋势。