截至2023年12月底，中國已投運新型儲能累計裝機3450萬千瓦/7450萬千瓦時，2023年中國新增投運新型儲能裝機2150萬千瓦/4650萬千瓦時，三倍于2022年新增投運規模水平。目前新型儲能在全部儲能（抽水蓄能+新型儲能）中的占比約40%，預計2024年底新型儲能將超過抽水蓄能，成為電力系統最主要的儲能方式。新型儲能已經成長為龐然大物，帶動材料、設備、集成、服務業飛速發展，成為各地方政府爭相引進的萬億級綠色低碳新興產業。
在技術日趨成熟、裝機規模迅速增長的同時，新型儲能仍面臨利用率較低的問題。隨著新能源快速發展，電力系統對調節能力提出更大需求，新型儲能大規模建設和調用不充分的矛盾日益凸顯，造成巨大的浪費。目前，解決這個問題最有效最直接的辦法就是加強電網調度，遠期解決的辦法是加強電力市場機制建設。國家高度重視新型儲能存在的問題，堅持問題導向，細化政策措施，繼國家發改委運行局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發改辦運行〔2022〕475號）之后，國家能源局科技司又制定印發《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》（國能發科技〔2024〕26號），旨在規范新型儲能并網接入，推動新型儲能高效調度運用，提出了一系列創新概念、新舉措。本文結合山東電力工程咨詢院在山東省的儲能政策研究和實踐，對主要通知條文進行解讀。
一、提出了調度調用新型儲能和電站自用新型儲能概念。
通知原文“（二）明確接受電力系統調度新型儲能范圍。接入電力系統并簽訂調度協議的新型儲能，可分為調度調用新型儲能和電站自用新型儲能兩類。調度調用新型儲能指具備獨立計量裝置，并且按照市場出清結果或電力調度機構指令運行的新型儲能，包括獨立儲能電站、具備條件獨立運行的新能源配建儲能等；電站自用新型儲能指與發電企業、用戶等聯合運行，由發電企業、用戶等根據自身需求進行控制的新型儲能，包括未獨立運行的新能源配建儲能、火電聯合調頻儲能、具備接受調度指令能力的用戶側儲能等。”
26號文件在獨立儲能概念上又延展出調度調用新型儲能的概念。國家發改委運行局的475號文件提出了獨立儲能的概念，即以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受接入位置限制，納入電力并網運行及輔助服務管理的儲能。國家能源局科技司的26號文提到的調度調用新型儲能，除了獨立儲能之外還有“具備條件獨立運行的新能源配建儲能”，指的是雖然是新能源配建但是可以獨立參與輔助服務市場的儲能。
以山東為例，在2021年12月1日電力現貨市場連續運行之前，新能源配建的儲能是可以獨立參與電力調峰輔助服務市場的，此時的儲能應屬于調度調用新型儲能；電力現貨市場連續運行之后，新能源配建的儲能不是獨立的市場主體，不能獨立參與現貨電能量市場和電力輔助服務市場，此時就不屬于調度調用新型儲能了。如果想獨立參市場，可以配建儲能轉為獨立儲能，山東省能源局出臺的《山東省新型儲能配建轉獨立試點管理辦法（暫行）》（魯發改能源〔2023〕670號）提出了配建轉獨立的具體執行辦法。其余的新能源配建儲能、用戶側儲能、火電調頻儲能為新能源、用戶、火電市場主體的附庸，沒有獨立關口計量表，因此均為電站自用新型儲能。
調度調用新型儲能和電站自用新型儲能概念的提出，是國家能源局綜合考慮電力中長期市場和電力現貨市場的實際情況，對新型儲能概念做出的重要定義。
通知原文“（四）優化新型儲能調度方式。電力調度機構應根據系統需求，制定新型儲能調度運行規程，科學確定新型儲能調度運行方式，公平調用新型儲能調節資源。積極支持新能源+儲能、聚合儲能、光儲充一體化等聯合調用模式發展，優先調用新型儲能試點示范項目，充分發揮各類儲能價值。調用新型儲能時，對于參與電力市場的新型儲能，按照市場出清結果安排新型儲能運行，對于暫不具備參與電力市場條件的新型儲能，通過調度指令進行調用。在發生危及電力系統安全事故（事件）及其他必要情況時，所有調管范圍內的新型儲能應接受電力調度機構統一直接調用，直接調用期間按照獨立儲能充放電價格機制執行。”
在明確調度調用新型儲能概念后，國家能源局26號文繼續對調用的方式做了說明，分為參與市場和不參與市場兩類。
電力現貨市場下的儲能實現了自調度，即不依賴電網調度指令，而是企業自主預測電力市場基于供求關系形成的現貨電價，在低谷時充電，在高峰時放電，只要現貨市場有價差，儲能就能充放電。山東省風光裝機量大，現貨價差大，新型儲能參與市場的機制健全，儲能運行最好；廣東省風光裝機量只有山東省的1/3，水電多調節能力強，形成的價差太小；山西省風光裝機比例大，現貨價差大，雖然現貨機制領先于山東，但建成的獨立儲能電站少，參與現貨的實踐不如山東。
非電力現貨市場下，儲能應用全部依賴調度的調用，目前看以寧夏為代表的非現貨省份，儲能實際調度次數遠不及政府的預期，利用率較低。造成這個結果，一個原因是計劃經濟體制的效率天然不如市場經濟體制高，另一個重要因素就是現有的調度條例還沒有充分挖掘儲能的價值，舉個例子，預留旋轉備用的時候，可以預留調度條例規定的火電、水電，但是新型儲能在大部分省份還不是條例規定的旋轉備用種類，應用新型儲能作為旋轉備用要冒著違背條例的風險，在高度強調安全的調度中心是不可接受的。當然調度條例的修改要經過大量實踐的驗證，絕對安全可靠，相信隨著時間的推移，儲能將會在法規層面獲得更多的支持。
在面臨重大風險時，調度擁有優先征用儲能的權力，此時需要暫時放棄市場力。山東省《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》（魯發改能源〔2023〕749號）也規定：“在電力供應寬松時段，堅持市場化運行，示范項目日前申報運行曲線，日內可根據負荷需求進行調整，交易中優先出清。在電力供應緊張等特殊時段，堅持統一調度運行，保障電力可靠供應和電網安全穩定，并視情況適當予以補償。”在實際運行中，調度強行征調的次數并不多，每年調用次數以個位數計，但是充放電接受現貨價格還是給儲能電站造成了一定損失，需要補償。
通知原文“（八）鼓勵存量新型儲能技術改造。鼓勵存量新型儲能開展技術改造，具備接受調度指令能力。滿足相應技術條件后，電力調度機構應及時開展新型儲能并網及調度工作。”
電力系統中的儲能存在大量建而不用的情況，尤其是新能源配建的儲能，本條規定試圖將其納入調度管理體系，提高利用率。根據對西部某省份的調研，儲能平均5天調用一次。調用率低下不但浪費了大量的社會財富，還造成了儲能投資方唯價格論，造成市場上好的產品賣不出去，“劣幣驅逐良幣”，嚴重影響了儲能產業的健康發展。為了盤活存量資產，讓存量儲能用起來，國家出臺了鼓勵存量新型儲能技術改造，接入電網參與調度的鼓勵政策。接受調度后，享受調度調用新型儲能的待遇，為新型儲能帶來收益，為電網運行增加調節資源，實現雙贏。
從各省的實踐來看，山東的儲能基本為發電側和電網側的儲能，即使是新能源配建的儲能也能夠接受電網的調度，儲熱和制儲氫設施也接受電網的調度，以獲得電價政策的支持。有些地區新能源配建儲能未接受電網調度，或者有大規模的用戶側電儲能、儲熱、制儲氫設施，可以改為接受電網的調度，發揮更大的價值。
通知原文“（九）推動新型儲能智慧調控技術創新。結合新型儲能多場景和市場化運行需求，積極開展新型儲能與其他電源協同優化調度技術、規模化儲能系統集群智能調度關鍵技術、基于新型儲能的電網主動支撐技術、電動汽車等分布式儲能虛擬電廠聚合互動調控技術等研發攻關工作，著力推動新技術應用。
本條提到的新型儲能電網主動安全支撐技術主要是構網型儲能。眾所周知，電力系統的轉動慣量是維持電力系統抵御波動的重要特征，由系統中實際存在的火電、水電、核電等旋轉發電機轉子提供，而風光發電主要是靠電力電子裝置，沒有轉動慣量。在系統薄弱的區域，風光大量接入會帶來轉動慣量的降低，電力系統抵御沖擊的風險降低。而且實際存在的旋轉發電機還可以提供短路電流，在故障時短路電流迅速增加，幫助繼電保護設備快速切除故障，保障系統安全，而風光發電基本不提供短路電流，在風光比例大的地區，會造成短路電流過小，短路比達不到要求，嚴重影響繼電保護裝置動作的靈敏性。以山東為例，隨著魯北風光大基地的建設，魯北地區短路比逐漸不滿足要求，需要增加大容量的無功補償設備如調相機。構網型儲能可以在這些區域起到提供轉動慣量和增加短路比的作用，相比于調相機更加經濟。
分布式儲能也是未來發展的方向，主要有電動汽車，以及解決分布式光伏過電壓、過流問題的分布式儲能等，本條試圖提高其利用率。分布式儲能規模比較小，達不到進入電力現貨市場的要求（山東為最低5MW），即使放低要求，參與電力現貨需要裝設的大量設備和遵守的規則對小電源來說也過于昂貴復雜。但是這類儲能大量存在，分布式光伏每年接近1億千瓦的裝機量，電動汽車充電網絡已經成為配電網的重要組成部分，如何利用好這類儲能資源將是巨大的挑戰。將分散式儲能通過信息手段聚合起來，以虛擬電廠或獨立儲能方式參與電力市場，通過統一關口表跟電網結算，技術上和市場規則上都有可行性。從實踐看，山東省在推動分布式儲能發展的過程中，為了從源頭上避免分布式儲能重蹈新能源配建儲能建而不用的覆轍，采取了云儲能的方式，將分散的配建儲能聚合為云儲能，以獨立儲能方式參與電力現貨市場，獲取收益，保障安全，是一種很好的嘗試。
通知原文“（十）加強新型儲能項目管理。省級能源主管部門應會同有關單位加強新型儲能項目管理體系建設，加強本地區新型儲能規劃、備案、建設、運行、調用管理。”
本條明確了省級能源主管部門作為新型儲能管理和推動的主要責任方。各省新型儲能發展不均衡，總體上來說還處于發展初期，項目數量并不多，背后的各類專業知識要求較高，目前還是以省為單位進行管理比較合適。而且各省資源稟賦不同，電力系統特點不同，各省對新型主體的需求也不一樣，以省為單位推動新型主體市場機制建設，國家派駐各省（區域）監管部門明確新型主體參與電力現貨市場或輔助服務市場的規則，省級發改價格部門明確新型主體充放電價執行的政策，省級電網調度部門明確對新型主體的調用規則，省級電網營銷部門或電力交易中心建設新型主體參與市場支撐平臺，省級能源主管部門統籌項目遴選并管理建設進度，各大電力投資機構公平參與，這樣的推動速度是比較快的，也更加適合各省實際。國家負責解決推動過程中的價格政策等共性問題。
從山東省的實踐來看，2021年第一批獨立儲能示范項目采用了省級管理方式，第二三批獨立儲能示范（入庫）項目采取了市級省級兩級篩選模式，從實踐的效果來看，由于新型儲能屬于新興事物，確實存在個別地市對儲能項目把握不準、申報的項目條件不具備、無法按時建成的情況。國家能源局的規定，充分調研了各省的經驗，具有很好的指導意義。
通知原文“（十二）以市場化方式促進新型儲能調用。各地充分考慮新型儲能特點，加快推進完善新型儲能參與電能量市場和輔助服務市場有關細則，豐富交易品種，考慮配套政策、電力供需情況，通過靈活有效的市場化手段，促進新型儲能’一體多用、分時復用’，進一步豐富新型儲能的市場化商業模式。”
首先是電能量市場。前文提到，市場化方式調用新型儲能效率更高。目前我國電力現貨市場運行比較好的主要有山東、山西、廣東、甘肅、蒙西五個省份，電力現貨市場是新型儲能能夠更好發展的底層“操作系統”，在現貨運行好、價差大的區域，新型儲能根據市場價格信號自調度是很好的形式。在電力中長期市場中，儲能充電執行中長期交易，放電執行標桿電價，價差不大，甚至都不足以彌補效率損失。因此，電力現貨市場是新型儲能更好發展的基礎性條件。
其次是電力輔助服務市場。新型儲能尤其是鋰離子電池儲能最大的優勢其實是做調頻，也就是參與輔助服務。歐美發達國家，新型儲能60%以上都是在做調頻。我國火儲調頻的收益和利用率也遠高于參與電能量市場的儲能。但由于我國調頻市場服務費大部分來源于火電，因此儲能參與調頻不可避免的要分火電的蛋糕。而且，我國的輔助服務市場種類較為單一。不過這種情況正在改變，國家發改委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）提出“不得指定特定主體或對特定主體作出歧視性規定”，儲能有望公平參與調頻輔助服務市場。我國輔助服務市場品種也在不斷擴展，以山東為例，一次調頻、爬坡輔助服務市場對儲能開放，《山東電力爬坡輔助服務市場交易規則(試行)》，成為國內首個電力爬坡輔助服務市場交易規則。
最后是電能量市場和輔助服務市場的分時復用。26號文提到促進新型儲能“一體多用、分時復用”，這是針對電力市場的一項重大改革。長久以來，我國電力市場執行的是“分天復用”，即電力現貨市場下每天只能參與電能量市場或輔助服務市場，電力中長期市場下每天只能參與調峰輔助服務市場或調頻輔助服務市場。實現分時復用后，市場主體可以小時級切換，對于儲能來講，參與電能量市場充放電時候可以“不充滿、不放光”，保留小部分電量參與調頻輔助服務市場。儲能電站參與調頻市場很有優勢，以鋰電為例，100MW儲能調頻范圍可以從-100MW到100MW，是儲能裝機容量的200%。而火電調頻范圍一般從50%到90%，僅為火電裝機容量的40%。如果儲能能夠一天之內分時段參與電能量和輔助服務調頻，市場化收益將會大大增加，有望擺脫對新能源租賃費的依賴。
