中国储能网讯：国家层面再出涉及新型储能调度的重磅文件。
1月6日，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，其中明确提出：提升新型储能调用水平。
电力调度机构应结合本地实际制定新型储能调度运行细则，明确新型储能的调度关系。优化新型储能调度运行，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，增强本地电力供应保障能力，实现应用尽用。在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调，减少弃风弃光。
《方案》提出，改造或建设一批调度机构统一调度的新型储能电站。推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，由电力调度机构统一调度运行，提升调用水平。在统筹安排各类调节资源建设规模基础上，结合系统供电保障和安全稳定运行需要，优化选择适宜新型储能技术，高质量建设一批技术先进、发挥功效的新型储能电站。
《方案》要求，着力提升火电调节能力。按照2027年实现存量煤电机组“应改尽改”原则制定灵活性改造推进方案。鼓励煤电企业结合市场需求自主配置调频储能。
市场机制方面，《方案》要求完善峰谷电价机制。电力现货运行地区，科学设置市场价格上下限，通过市场竞争形成合理峰谷价差，积极推动各类调节资源参与现货市场。尚未实现现货运行地区，进一步完善峰谷分时电价政策，引导各地区根据净负荷曲线优化峰谷时段划分，提升峰谷差价经济激励水平。完善用户侧峰谷分时电价机制，实现与发电侧电价机制联动。推动售电公司与用户签订峰谷分时电价合同。
加快建立市场化容量补偿机制。现货市场连续运行地区，加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量合理补偿，引导各类资源向系统提供中长期稳定容量。
受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，近两年中国储能装机规模实现了高速增长。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会今年3月发布的数据，2023年中国储能新增装机量约26.6GW，其中新型储能新增装机量约21.3GW，是2022年新型储能新增装机量的3.6倍。
2024年，中国新型储能装机规模再创新高，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，1-10月新型储能新增装机达23.048GW/58.156GWh，功率规模同比增长70.72%，容量规模同比增长100.14%，总投资超1280亿元。
新型储能装机高速增长的同时，新能源配储“建而不调”问题愈发凸显。
2024年3月，在第十四届中国国际储能大会上，浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳指出，大量已建成新型储能项目调用率有待提升，部分项目由于多方原因暂时没有并网，未能发挥应有作用。
无独有偶，在4月份的一场公开活动中，中国工程院院士舒印彪在主旨演讲中亦提到新型储能利用率不高的问题。舒印彪还披露：用户侧、电网侧、新能源强制配储项目平均利用率分别只有65%、38%、17%。
针对这一影响储能产业高质量发展的问题，2024年，国家层面发布了多个涉及新型储能并网调度的重磅文件。
2024年3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，在持续夯实能源保障基础方面，《意见》指出，要提升电力系统稳定调节能力。深入落实《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，提升配电网支撑保障能力和综合承载能力。推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。
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》（以下简称《通知》），提出规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，有助于充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。
通知提出，电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。
通知重点提出强化新型储能并网和调度协调保障措施。
一是加强项目管理，省级能源主管部门会同有关单位需加强涉及规划、备案、建设、运行、调用等环节的管理体系建设。
二是做好并网服务，明确电网企业及电力调度机构提供并网服务的职责，要求优化接入电网流程，公平无歧视提供电网接入服务。
三是以市场化方式促进调用，各地应根据新型储能特点丰富其商业模式，促进新型储能参与各类电力市场。
四是加强监督管理，国家能源局派出机构、省级能源主管部门按职责加强新型储能并网和调用的监督与管理，协调处理有关争议。
国家能源局发布这一重磅文件后，多地纷纷响应，就新型储能调用征求意见或公布调用情况。
4月，陕西发改委、能源局关于征求《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025 年）》明确，鼓励独立储能参与电力辅助服务，发挥调峰顶峰作用，全年完全调用充放电次数原则上不低于260次。
5月6日，河南省发改委就《河南省独立储能电站调度运行实施细则》征求意见，文件明确，调度机构优先调用省级新型储能试点示范项目，全年调用不低于350次，对条件具备的项目探索按日“两充两放”运行，不得出现高电价充电、低电价放电的现象；电力现货市场长周期运行以后，由市场决定独立储能电站充放电次数。
华北能源监管局也发文称，为掌握区内新型储能建设、调度运行、调节能力等方面情况，助力新型电力系统建设，充分发挥新型储能在促进新能源消纳和能源保障中的作用，自4月份起，开展了华北区域新型储能建设和运营情况调研工作。
经初步汇总，目前河北和蒙西在运共计106座电源侧配储项目，容量为342.73万千瓦/707.77万千瓦时。主要存在调度运行响应不积极、利用率低，配套电网工程建设不协同、涉网性能检测不充分，新能源配建储能市场机制不健全等方面的问题。
华北局将通过实地调研座谈，进一步掌握各地电网调节能力需求，推动完善规划建设、验收和联调改造，完善储能参与市场化机制，更好的发挥新型储能在促进新能源消纳、电力顶峰能力等方面的作用。
5月20日，安徽省发改委、能源局发布《2024电力迎峰度夏 (冬 ) 独立新型储能意见稿》，其中明确，电力调度机构在高峰月份根据电力保供需要,统筹独立新型储能充放电状态转换,优先将独立新型储能项目纳入省内平衡, 充分发挥储能顶峰作用。
高峰月份安排独立新型储能项目全容量充放电调用次数原则上不低于120次或放电时长不低于 240小时。按照公平公正、能调尽调,月调度次数均衡的原则,调用同一区域内独立新型储能项目。
6月25日，安徽省能源局公示关于2024年7月独立新型储能项目统筹调用情况，这也是安徽省首次公布这一数据。
7月10日，国网华中分部组织开展华中电网新型储能首次集中调用。此次调用涉及华中区域四省158座新型储能电站、总放电额定功率482万千瓦。
8月14日，国家能源局云南监管办公室就《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》公开征求意见，文件提出，燃煤机组、水电机组、独立储能报价相同时优先调用独立储能。
12月，四川省发改委、四川省能源局发布《关于促进新型储能积极健康发展的通知》，并网调用方面，通知要求，电网侧新型储能电站电量纳入全省统调统分。原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次。
供稿吴涛|一审 吴涛|二审 储观 |三审刘敏