截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机3450万千瓦/7450万千瓦时，2023年中国新增投运新型储能装机2150万千瓦/4650万千瓦时，三倍于2022年新增投运规模水平。目前新型储能在全部储能（抽水蓄能+新型储能）中的占比约40%，预计2024年底新型储能将超过抽水蓄能，成为电力系统最主要的储能方式。新型储能已经成长为庞然大物，带动材料、设备、集成、服务业飞速发展，成为各地方政府争相引进的万亿级绿色低碳新兴产业。
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。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，继国家发改委运行局发布《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，国家能源局科技司又制定印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技〔2024〕26号），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、新举措。本文结合山东电力工程咨询院在山东省的储能政策研究和实践，对主要通知条文进行解读。
一、提出了调度调用新型储能和电站自用新型储能概念。
通知原文“（二）明确接受电力系统调度新型储能范围。接入电力系统并签订调度协议的新型储能，可分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。调度调用新型储能指具备独立计量装置，并且按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能，包括独立储能电站、具备条件独立运行的新能源配建储能等；电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能，包括未独立运行的新能源配建储能、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。”
26号文件在独立储能概念上又延展出调度调用新型储能的概念。国家发改委运行局的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。国家能源局科技司的26号文提到的调度调用新型储能，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”，指的是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。如果想独立参市场，可以配建储能转为独立储能，山东省能源局出台的《山东省新型储能配建转独立试点管理办法（暂行）》（鲁发改能源〔2023〕670号）提出了配建转独立的具体执行办法。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。
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。
通知原文“（四）优化新型储能调度方式。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。调用新型储能时，对于参与电力市场的新型储能，按照市场出清结果安排新型储能运行，对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。”
在明确调度调用新型储能概念后，国家能源局26号文继续对调用的方式做了说明，分为参与市场和不参与市场两类。
电力现货市场下的储能实现了自调度，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求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，储能就能充放电。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1/3，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。
非电力现货市场下，储能应用全部依赖调度的调用，目前看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，一个原因是计划经济体制的效率天然不如市场经济体制高，另一个重要因素就是现有的调度条例还没有充分挖掘储能的价值，举个例子，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，在高度强调安全的调度中心是不可接受的。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力，此时需要暂时放弃市场力。山东省《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〔2023〕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，需要补偿。
通知原文“（八）鼓励存量新型储能技术改造。鼓励存量新型储能开展技术改造，具备接受调度指令能力。满足相应技术条件后，电力调度机构应及时开展新型储能并网及调度工作。”
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，本条规定试图将其纳入调度管理体系，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，造成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鼓励政策。接受调度后，享受调度调用新型储能的待遇，为新型储能带来收益，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的储能，即使是新能源配建的储能也能够接受电网的调度，储热和制储氢设施也接受电网的调度，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。
通知原文“（九）推动新型储能智慧调控技术创新。结合新型储能多场景和市场化运行需求，积极开展新型储能与其他电源协同优化调度技术、规模化储能系统集群智能调度关键技术、基于新型储能的电网主动支撑技术、电动汽车等分布式储能虚拟电厂聚合互动调控技术等研发攻关工作，着力推动新技术应用。
本条提到的新型储能电网主动安全支撑技术主要是构网型储能。众所周知，电力系统的转动惯量是维持电力系统抵御波动的重要特征，由系统中实际存在的火电、水电、核电等旋转发电机转子提供，而风光发电主要是靠电力电子装置，没有转动惯量。在系统薄弱的区域，风光大量接入会带来转动惯量的降低，电力系统抵御冲击的风险降低。而且实际存在的旋转发电机还可以提供短路电流，在故障时短路电流迅速增加，帮助继电保护设备快速切除故障，保障系统安全，而风光发电基本不提供短路电流，在风光比例大的地区，会造成短路电流过小，短路比达不到要求，严重影响继电保护装置动作的灵敏性。以山东为例，随着鲁北风光大基地的建设，鲁北地区短路比逐渐不满足要求，需要增加大容量的无功补偿设备如调相机。构网型储能可以在这些区域起到提供转动惯量和增加短路比的作用，相比于调相机更加经济。
分布式储能也是未来发展的方向，主要有电动汽车，以及解决分布式光伏过电压、过流问题的分布式储能等，本条试图提高其利用率。分布式储能规模比较小，达不到进入电力现货市场的要求（山东为最低5MW），即使放低要求，参与电力现货需要装设的大量设备和遵守的规则对小电源来说也过于昂贵复杂。但是这类储能大量存在，分布式光伏每年接近1亿千瓦的装机量，电动汽车充电网络已经成为配电网的重要组成部分，如何利用好这类储能资源将是巨大的挑战。将分散式储能通过信息手段聚合起来，以虚拟电厂或独立储能方式参与电力市场，通过统一关口表跟电网结算，技术上和市场规则上都有可行性。从实践看，山东省在推动分布式储能发展的过程中，为了从源头上避免分布式储能重蹈新能源配建储能建而不用的覆辙，采取了云储能的方式，将分散的配建储能聚合为云储能，以独立储能方式参与电力现货市场，获取收益，保障安全，是一种很好的尝试。
通知原文“（十）加强新型储能项目管理。省级能源主管部门应会同有关单位加强新型储能项目管理体系建设，加强本地区新型储能规划、备案、建设、运行、调用管理。”
本条明确了省级能源主管部门作为新型储能管理和推动的主要责任方。各省新型储能发展不均衡，总体上来说还处于发展初期，项目数量并不多，背后的各类专业知识要求较高，目前还是以省为单位进行管理比较合适。而且各省资源禀赋不同，电力系统特点不同，各省对新型主体的需求也不一样，以省为单位推动新型主体市场机制建设，国家派驻各省（区域）监管部门明确新型主体参与电力现货市场或辅助服务市场的规则，省级发改价格部门明确新型主体充放电价执行的政策，省级电网调度部门明确对新型主体的调用规则，省级电网营销部门或电力交易中心建设新型主体参与市场支撑平台，省级能源主管部门统筹项目遴选并管理建设进度，各大电力投资机构公平参与，这样的推动速度是比较快的，也更加适合各省实际。国家负责解决推动过程中的价格政策等共性问题。
从山东省的实践来看，2021年第一批独立储能示范项目采用了省级管理方式，第二三批独立储能示范（入库）项目采取了市级省级两级筛选模式，从实践的效果来看，由于新型储能属于新兴事物，确实存在个别地市对储能项目把握不准、申报的项目条件不具备、无法按时建成的情况。国家能源局的规定，充分调研了各省的经验，具有很好的指导意义。
通知原文“（十二）以市场化方式促进新型储能调用。各地充分考虑新型储能特点，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，丰富交易品种，考虑配套政策、电力供需情况，通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能’一体多用、分时复用’，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。”
首先是电能量市场。前文提到，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其实是做调频，也就是参与辅助服务。欧美发达国家，新型储能60%以上都是在做调频。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的要分火电的蛋糕。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，国家发改委、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。我国辅助服务市场品种也在不断扩展，以山东为例，一次调频、爬坡辅助服务市场对储能开放，《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(试行)》，成为国内首个电力爬坡辅助服务市场交易规则。
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，以锂电为例，100MW储能调频范围可以从-100MW到100MW，是储能装机容量的200%。而火电调频范围一般从50%到90%，仅为火电装机容量的40%。如果储能能够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。
