中国储能网讯：今年两会政府工作报告提出要发展新型储能和智能微电网，中国在新型储能产业发展的战略方向上更加坚定和明确。作为能源领域新质生产力的代表之一，中国储能产业将继续通过创新驱动引领产业实现高质量发展，支撑新型电力系统和新型能源体系的建设。
2023年，我国新能源和新型储能产业继续保持高速增长，成为保障电力供应的重要力量。截至2023年底，全国并网风电和太阳能发电合计装机规模达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重为36%，风电光伏发电量占全社会用电量比重突破15%。新型储能在2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，2023年底已建成投运项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时。新型储能日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术，成为推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手。
但是，我国新型储能产业目前尚处于商业化初期阶段，市场机制和商业模式尚不成熟，尤其是新能源发电侧配储项目调用率低的问题得到广泛关注。大批储能电站建而不用，部分项目由于多方原因未能并网，难以发挥应有的灵活调节价值。
因此，针对新型储能并网接入的痛点问题，近日国家能源局正式印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（以下简称《通知》），旨在规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，保障新型储能的合理高效利用，支撑新型电力系统建设。《通知》对于促进我国新型储能发展具有重要的推动作用。
之前已有多项政策提及新型储能的并网和调度问题。2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出，电网企业应积极优化调度运行机制，研究制定各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位和运行方式，明确储能备案并网流程。《新型储能项目管理规范（暂行）》中提出，电网企业应按有关标准和规范要求，明确并网调试和验收流程，优化调度运行机制，科学优先调用，保障新型储能利用率。2022年《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》则进行了更为细化的阐述，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，提出坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。
本《通知》的出台是对现有政策体系的延续和完善，同时更加聚焦并网和调度问题，有助于推动新型储能更好地支持新型电力系统的建设，解决当前存在的“建而不用”问题，发挥新型储能在新型电力系统中的性能优势和应用价值。
在总体要求上，《通知》提出要准确把握新型储能功能定位，明确接受电力系统调度新型储能范围。新型储能的定义保持了政策的连续性和稳定性，功能定位进一步明确，“可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能”。《通知》首次将可接受调度的新型储能分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类，具体包括独立储能电站、新能源配建储能、火电联合调频储能、具备接受调度指令能力的用户侧储能等，整体提升了电网可调控储能容量。
在运行管理上，《通知》主要从规范新型储能并网接入管理、优化新型储能调度方式和加强新型储能运行管理三个方面进行规范，对电网企业、电力调度机构、新型储能项目等均提出了在并网和调度方面的要求，提出了高效利用、公平合理和安全保障的主要目标。
相关实施细则的制定是提升新型储能有效利用率的基础，包括新型储能并网细则、并网流程、相关标准和涉网试验要求等。电网企业及电力调度机构应积极推动相关工作的落实和实施，为不同场景新型储能项目的并网提供明确的指导和依据。
平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行是新型储能并网和调度的原则。电力调度机构负责制定新型储能的调度运行规程，包括科学调度方式、优先调用原则、事故应急调度的结算方式，保障调用新型储能的公平性。《通知》重点提出“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”。
新型储能作为参与并网调度的主体，同样承担运行管理的责任和义务。新型储能应在并网后规定时间内完成全部涉网试验。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，新型储能应接受电力调度机构统一直接调用。新型储能应按电力调度机构要求及时报送运行信息，服从相关部门制定的考核实施细则。
在技术要求上，《通知》对新型储能并网接入技术和调度运行技术明确了要求，提出鼓励存量新型储能技术改造，推动新型储能智慧调控技术创新。
在安全保障上，新型储能并网的前提是保障电力系统的安全稳定运行。因此，新型储能应关注安全水平的提升，除开展性能试验及涉网试验外，还需制定详细的优化并网流程、简化并网手续、大幅缩短并网条件确认时间、运维规程、操作规程、事故预案及应急管理措施、停运检修计划等，并定期向电力调度机构报备。随着新型储能并网比例的提升，系统安全性的检测和评估应在全生命周期中定期开展，同时，本体安全的新型储能技术和安全可靠的数智化系统集成集成的开发也是新型储能产业发展的重要方向。
功率控制系统或协调控制系统是新型储能接受调度指令的必要装置。新型储能应具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力，接入所属电力调度机构的AGC、AVC等系统，具备信息安全防护措施，才符合接受电网调度的基本要求。
在技术要求上，鼓励存量新型储能开展技术改造，满足并网和调度技术条件后，电力调度机构应及时开展项目的并网及调度工作。该条款主要在于激励存量储能电站升级改造，提升储能项目的利用率。同时，有助于改变目前部分新能源强制配储项目一味追求低价而忽视安全和质量问题的“形式主义”，推动新型储能主动提升质量和能效，关注全生命周期的使用价值。
新技术的研发攻关和应用也在《通知》中得到支持，主要包括多场景的智能调度技术、基于新型储能的电网主动支撑技术等。新型储能并网和调度新技术的开发有助于拓展更加丰富的储能应用场景，在新能源发电比例进一步提升的情况下，更好地发挥新型储能对电力系统的重要支撑功能。
在协调保障上，《通知》提出的协调保障措施包括加强新型储能项目管理、做好新型储能并网服务、以市场化方式促进新型储能调用、加强新型储能并网调度监督管理。其中，以市场化方式促进新型储能调用，有助于激发新型储能项目参与电力市场的主动性和竞争活力，推动不同应用场景下的新型储能通过参与电力现货市场、辅助服务市场、容量市场、需求侧响应等发挥价值，激活收益渠道，提升收益水平。
省级能源主管部门会同有关单位加强新型储能项目管理体系建设。电网企业及电力调度机构负责向新型储能提供电网接入服务和技术指导，坚持公平无歧视原则。各地加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富新型储能的市场化商业模式。国家能源局派出机构、省级能源主管部门按照各自职责加强新型储能并网和调度运行的监督与管理。
在实施建议上，我们认为需要从以下几个方面继续努力：
一是各地结合实际情况出台政策，符合当地产业发展需求。各省市地区的具体政策需要根据本地的能源结构、电网情况、储能电站分布等进行针对性的分析。我国不同省市地区在新能源资源、电网结构及储能产业发展进程方面存在较大差距，因此并网和调度细则不宜盲目看齐，应充分考虑当地的调峰调频需求、电网安全保障、新型储能并网规模等因素。例如，部分地区新能源配储规模较大，但电站质量不能保障，需要开展存量储能电站升级改造需求和市场空间的统计，基于现有储能规模合理考虑未来的新型储能发展布局。
二是企业提升储能技术水平，满足并网和调度要求。近年来新型储能技术水平不断提升，成本持续下降。锂离子电池是主要的新型储能技术，在我国市场份额占比高达95%，其他新型储能技术也在加速推进示范项目的建设。但锂离子电池的安全性问题仍是影响产业发展的重要因素，每一次安全事故的发生都会造成重大的财产损失甚至人身伤亡事故，并对行业发展造成不利影响。因此，企业应高度重视储能系统安全性能的提升，积极推动（特别是电芯级别的）本质安全储能技术的开发和应用；储能电站需重视并网检测和全生命周期的定期安全运维检查，制定切合不用应用场景、可有效实施的事故预警和安全管理措施。
三是电网和调度机构制定实施细则，坚持公平合理原则。目前电网侧新型储能部署在负荷密集计入、新能源密集接入、调峰调频困难的节点附近，实际调用情况相对较好。新能源配储和用户侧储能调度情况则相对复杂，数量多，单站体量小，增加了并网和调度的难度，未来需要考虑积极发展以工商业微电网、虚拟电厂为代表的二级“调度响应”平台，发展分布式能源体系与大电网架构的互补匹配。电网和电力调度机构在制定相关实施细则和管理流程时，应充分考虑新型储能项目的市场价值，坚持以市场化方式为主优化储能调度运行方向。此外，电网和调度机构应发挥主动引导作用，结合电网实际调用需求帮助新型储能项目进行合理的建设规划，提高项目的并网和调用比例，充分发挥储能功能，避免资源浪费。（作者：冯彩梅 陈永翀 刘勇 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会）
