4月2日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》(国能发科技规〔2024〕26号)(以下简称“26号文”)，旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，促进新型储能行业高质量发展。在技术日趋成熟、装机规模迅速增长的同时，新型储能仍面临利用率较低的问题。随着新能源快速发展，电力系统对调节能力提出了更大需求，新型储能大规模建设和调用不充分的矛盾日益凸显，造成巨大的浪费。
(来源：微信公众号“电联新媒”作者：裴善鹏)
目前，解决这个问题最有效、最直接的办法就是加强电网调度，远期解决的办法是加强电力市场机制建设。国家高度重视新型储能存在的问题，坚持问题导向，细化政策措施，继国家发展改革委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)之后，国家能源局又制定印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，提出了一系列创新概念和新举措。
提出调度调用新型储能和电站自用新型储能概念
国家发展改革委475号文件提出了独立储能的概念，即以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理的储能。26号文在“独立储能”的概念上延展出“调度调用新型储能”的概念。即除了独立储能之外还有“具备条件独立运行的新能源配建储能”，指的虽然是新能源配建，但是可以独立参与辅助服务市场的储能。
以山东为例，在2021年12月1日电力现货市场连续运行之前，新能源配建的储能是可以独立参与电力调峰辅助服务市场的，此时的储能应属于调度调用新型储能;电力现货市场连续运行之后，新能源配建的储能不是独立的市场主体，不能独立参与现货电能量市场和电力辅助服务市场，此时就不属于调度调用新型储能了。如果想独立参与市场，可以配建储能转为独立储能，山东省能源局出台的《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》(鲁发改能源〔2023〕670号)提出了配建储能转独立储能的具体执行办法。其余的新能源配建储能、用户侧储能、火电调频储能为新能源、用户、火电市场主体的附庸，没有独立关口计量表，因此均为电站自用新型储能。
笔者认为，调度调用新型储能和电站自用新型储能概念的提出，是国家能源局综合考虑电力中长期市场和电力现货市场的实际情况，对新型储能概念做出的重要定义。
对调度调用新型储能提出了具体调用要求
在明确调度调用新型储能的概念后，26号文继续对调用的方式进行了说明，分为参与市场和不参与市场两类。
电力现货市场下，储能实现了自调度，即不依赖电网调度指令，而是企业自主预测电力市场基于供需关系形成的现货电价，在低谷时充电，在高峰时放电，只要现货市场有价差，储能就可以充放电。山东省风光装机量大、现货价差大，新型储能参与市场的机制健全，储能运行最好;广东省风光装机量只有山东省的一半左右，水电多调节能力强，形成的价差太小;山西省风光装机比例大、现货价差大，虽然现货机制领先于山东，但建成的独立储能电站少，参与现货的实践不如山东省。
非电力现货市场下，储能应用全部依赖调度的调用，以宁夏为代表的非现货省份，储能实际调度次数远不及政府的预期，利用率较低。造成这个结果的重要原因，一是计划经济体制的效率天然不如市场经济体制高，二是现有的调度条例还没有充分挖掘储能的价值。例如，预留旋转备用的时候，可以预留调度条例规定的火电、水电，但是新型储能在大部分省份还不是条例规定的旋转备用种类，应用新型储能作为旋转备用要冒着违背条例的风险，是不可能被高度强调安全的调度中心接受的。当然，调度条例的修改要经过大量实践的验证，绝对安全可靠，相信随着时间的推移，储能将会在法规层面获得更多的支持。
在面临重大风险时，调度拥有优先征用储能的权利，此时需要暂时放弃市场力。山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》(鲁发改能源〔2022〕749号)也规定：“在电力供应宽松时段，坚持市场化运行，示范项目日前申报运行曲线，日内可根据负荷需求进行调整，交易中优先出清。在电力供应紧张等特殊时段，坚持统一调度运行，保障电力可靠供应和电网安全稳定，并视情况适当予以补偿。”在实际运行中，调度强行征调的次数并不多，每年调用次数以个位数计，但是充放电接受现货价格还是给储能电站造成了一定损失，建议给予一定补偿。
提出了存量储能技术改造进入调度管理的方案
电力系统中的储能存在大量建而不用的情况，尤其是新能源配建的储能，26号文鼓励存量新型储能开展技术改造，具备接受调度指令的能力，试图将新能源配建的储能纳入调度管理体系，提高利用率。根据对西部某省份的调研，储能平均5天调用一次。调用率低下不但浪费了大量的社会财富，还造成了储能投资方唯价格论，导致市场上好的产品卖不出去，“劣币驱逐良币”，严重影响了储能产业的健康发展。为了盘活存量资产，让存量储能充分利用起来，国家出台了鼓励存量新型储能技术改造，接入电网参与调度的政策。接受调度后，享受调度调用新型储能的待遇，为存量新型储能带来收益，为电网运行增加调节资源，实现双赢。
从各省的实践来看，山东的储能基本为发电侧和电网侧储能，其中电网侧储能(独立储能)占70%。新能源配建储能、电网侧独立储能、储热和制储氢设施都能够接受电网的调度，以获得电价政策的支持。有些地区新能源配建储能未接受电网调度，或者有大规模的用户侧电储能、储热、制储氢设施，可以改为接受电网的调度，发挥更大的价值。
进一步明确市场化发展的原则
首先从电能量市场来看，市场化方式调用新型储能效率更高。目前，我国电力现货市场运行比较好的主要有山东、山西、广东、甘肃、蒙西五个省份，电力现货市场是新型储能能够更好发展的底层“操作系统”，在现货运行好、价差大的区域，新型储能根据市场价格信号自调度是很好的形式。在电力中长期市场中，储能充电执行中长期交易，放电执行标杆电价，价差不大，甚至都不足以弥补效率损失。因此，电力现货市场是新型储能实现更好发展的基础性条件。
其次是电力辅助服务市场。新型储能尤其是锂离子电池储能最大的优势是进行调频，也就是参与调频辅助服务。在欧美发达国家，新型储能60%以上都是用来调频。我国火储调频的收益和利用率也远高于参与电能量市场的储能。但由于我国调频市场服务费大部分来源于火电，因此储能参与调频不可避免地要分火电的“蛋糕”，而且，我国的辅助服务市场种类较为单一。不过这种情况正在改变，国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)提出“不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定”，储能有望公平参与调频辅助服务市场。
最后是电能量市场和辅助服务市场的分时复用。26号文提到促进新型储能“一体多用、分时复用”，这是针对电力市场的一项重大改革。长久以来，我国电力市场执行的是“分天复用”，即电力现货市场下每天只能参与电能量市场或辅助服务市场，电力中长期市场下每天只能参与调峰辅助服务市场或调频辅助服务市场，实现分时复用后，市场主体可以小时级切换。对于储能来讲，参与电能量市场充放电的时候，可以“不充满、不放光”，保留小部分电量参与调频辅助服务市场。储能电站参与调频市场很有优势，以锂电池为例，100兆瓦储能调频范围可以从-100兆瓦到100兆瓦，是储能装机容量的200%。而火电调频范围一般在50%～90%，仅为火电装机容量的40%。如果储能可以在一天之内分时段参与电能量和辅助服务调频，市场化收益将会大大增加，有望摆脱对新能源租赁费的依赖。
对发电集团储能资产的建议
盘活存量资产
各发电集团的新型储能大部分是新能源配建储能，也就是26号文提到的电站自用新型储能，利用率比较低，盈利能力也很差，大部分处于亏损状态。有部分发电企业以独立储能代替电站自用新型储能，直接接受电网调度或参与电力市场，利用率和盈利情况比电站自用新型储能要好，发展前途也更明确，尤其是在电力现货市场运行的地区。
建议尽快推动各省份新型储能技术改造后参与电网调峰实施落地政策的出台;建议各发电集团应对省内管辖的新型储能进行梳理，对具备条件的项目组织可行性研究，一旦政策放开，马上申报转为调度调用新型储能，在一定程度上解决储能亏损的问题。
优化在建项目
在电力现货市场落地的省份，调度调用新型储能可以参与电力现货市场盈利，并有望获得容量电价，电站自用新型储能目前无法参与市场。而且26号文规定优先调用新型储能试点示范项目，因此，发电企业应在条件允许时用调度调用新型储能的方式代替电站自建新型储能，并积极申报示范项目。
各发电企业应关注“一体多用、分时复用”的方式，让储能在不同时间分别参与电能量市场和调频辅助服务市场，获取更大收益。新型储能更加适合调频，国外的新型储能60%以上都用来调频，但未来储能参与调频市场会供大于求，因此储能参与调频会像火电一样展开性能指标和报价的竞争。可以探索独立储能配置若干硬件，比如配置飞轮、超级电容等，联合参与调频，提高电池寿命，争取调频机会。
另外，“沙戈荒”大型风电光伏基地可采用构网型储能代替调相机，建设分布式储能帮助分布式光伏并网也是各发电集团可以参考的方向。
重视电力市场研究
电力市场研究将成为企业的核心竞争力之一。未来，风光、核电、抽水蓄能等享受计划经济政策的发电主体很可能进入电力市场，必须提前布局。26号文提出的增强储能调度调用仅为当前市场尚未建立、进一步发挥调度作用的权宜之计。最终，随着电力现货市场机制的建立，新型储能和其他主体一样进入电力现货市场，在市场这根指挥棒下自动运行，这是新型储能利用率提升的终极解决方案。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系山东电力工程咨询院山东省能源大数据中心副主任、中国能源研究会储能专委会委员。
