中国储能网讯：随着气温的攀升，电力系统用电负荷不断创出历史新高。7月16日，全国最大电力负荷再创历史新高，最大达15.06亿千瓦。此前，山东、江苏、浙江、广东、天津、冀北等十余个地区用电负荷均创新历史新高，电力系统面临着顶峰保供的压力。

新型储能正成为顶峰保供的“利器”，多地将区域内的新型储能“拧成一股绳”，通过规模化储能集中放电实现对电网的“降峰”。

7月6日，江苏电力省调调用全省93座新型储能电站在晚高峰时段集中放电，包括64个电网侧储能和29个电源侧储能电站，最大放电功率714万千瓦；7月11日，山东电力省调调用全省144座新型储能电站在晚高峰时段集中放电，最大放电功率804万千瓦。

去年7月，国家电力调度控制中心开展了新型储能集中调用试验。国家能源局在新闻发布会上介绍新型储能的调用实际案例时，介绍江苏当年开展新型储能集中调用测试，新型储能在实际应用中提供了约400万千瓦顶峰能力。

可以看出，规模化储能的调用模式正成为重要的调节方式，特别是实现上百座储能电站的集中调度，新型储能的并网技术和调度运用技术正日趋成熟。

回顾以往，由于调用技术不成熟，以及新型储能项目涉网性能层次不齐、项目规模小、存在安全风险等因素，新型储能并未被视为“高效可靠”的调节资源，调用技术不成熟，调度次数低，如何实现新型储能的高效调度运用始终是制约行业发展的难题。

2024年4月，国家能源局印发的《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，规范新型储能并网接入管理，优化新型储能调度方式，加强新型储能运行管理，明确新型储能并网和调度技术要求。《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》也提出，加强智慧化调度体系总体设计，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整，加快新型调度控制技术应用，做好调度与电力市场的衔接。

储能电站性能满足并网要求是其高效调度运用的基本条件，接受调度的电源侧和电网侧储能电站并网后均需开展并网检测。国标《电化学储能电站接入电网技术规定》（GB/T 36547-2024）等规定了电化学储能电站功率控制、一次调频、惯量响应、故障穿越、运行适应性、电能质量等涉网要求，储能项目一般需在并网后3个月内完成并网检测。

加强电力调度支持系统的适应性建设也是关键，通过搭建新型储能的集中监视、控制功能模块，适应新型储能的技术特点建立新型储能AGC/AVC功能模块，探索新能源+储能的联合调度模式，实现多目标、省地调协同的规模化储能集中调用。

建立合理的价格机制可提高新型储能电站“主动参与”调峰的积极性，随着电力市场的加快建设，电能量市场是新型储能参与的主要市场，各地电力现货市场陆续转正式运行，新型储能可自主参与电力现货市场实现对电网的调峰，通过“报量报价”、“报量不报价”等模式参与市场，在电力系统需要时，电力调度机构可直接调用储能，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。以江苏为例，在迎峰度夏期间电网调度时，储能电站不结算充电电量费用，放电电量费用按照燃煤发电基准价，电站具有较好的收益水平。