国家电网公司已建立覆盖储能调度各流程的管理体系，在储能的并网管理、运行管理、调度技术等方面开展了大量工作，为储能高效运行奠定了良好基础。

 

在并网管理方面，完善并网技术标准，出台《电化学储能系统接入电力系统技术规定》，明确储能电站额定功率和能量、一次调频、高低电压穿越等技术要求，提升了储能可靠利用水平；提升并网检测能力，组织建成了针对储能设备及并网过程的试验检测平台，并取得相关国家资质，具备了覆盖从电池储能核心部件到储能系统的全链条检测认证能力，促进了并网技术快速进步。

 

在调度运行方面，做好合规调度，按照《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》组织做好并网调度协议签订工作；完善储能调度管理制度，制定《电化学储能调度运行管理规定》，明确并网、运行、检修等要求；推动储能电站纳入“两个细则”考核，奖优罚劣，促进储能电站运行水平提升。

 

在调度技术支持系统方面，国家电网公司已试点开展了储能的省市县三级协调控制，统筹实现各级电网对储能的差异性调用需求。省调控制储能满足全省调峰和供电需求，市调、县调调用所辖储能满足区域潮流控制、防止设备过载的需求。此外，已建设储能调度技术支持系统，实现了三级调度运行控制信息共享，并制定协同控制策略。

 

储能参与市场应用场景及商业模式初步形成。目前，国家电网公司经营区域内电力交易平台独立注册的储能主体有22家，总容量94万千瓦，主要参与省内现货市场、辅助服务市场。在现货市场方面，独立储能通过“报量报价”的方式参与，在日前市场出清形成充放电计划，日内按日前计划运行，按节点电价进行结算，获得现货峰谷价差收益。

 

在辅助服务市场方面，与现货市场类似，在没有现货市场的区域，调度机构发布次日96点调峰市场需求曲线、交易电量约束等，独立储能在系统中申报次日96点调峰量价曲线。调度机构以每15分钟为一个电量出清时段，按照独立储能调峰申报的补偿价格由低到高进行市场出清，直至满足电力调峰市场需求或独立储能申报资源已全部调用。次日，独立储能按日前市场出清结果执行。参与电力系统调频，按照调度机构的指令参加系统调频辅助服务。目前已有10余个省份出台储能参与辅助服务市场规则。

 

当前，储能电站市场运行机制尚未完善，难以有效激励市场主体参与，进而影响储能利用水平。

 

首先，从目前的运行情况看，储能电站故障率偏高，影响储能调度运行。多数地方暂未出台针对储能的运行管理办法，相关运行考核、奖励机制尚不完善。在已出台的管理办法中，对储能的考核和奖励力度偏弱，且不与其配套新能源电站考核电量挂钩，难以有效督促储能电站加强自身运行管理。据有关部门统计，2022年1月份至8月份，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

 

其次，各地参照国家出台的储能政策，根据自身电网特点和储能发展需要，制定了不同的市场主体准入条件和注册规则，但缺乏统一标准，需进一步规范和完善，保障储能高效参与市场运行。

 

最后，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与的市场模式、交易规则要求存在明显差异。大多数省份容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制。

 

因此，可从以下几个方面着力。一是加强储能并网运行管理。推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，提升储能电站安全可靠运行水平。加快储能接入电网和调度运行等标准制定修订，加强并网检测管理，并尽快建立和完善储能电站消防验收及备案机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。

 

二是细化和统一储能市场准入条件。落实国家《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》要求，建立规范便捷的注册流程，明确细化储能的市场定位、准入条件、注册程序和注册信息。推动新能源配建储能转为独立储能或与新能源场站作为联合体参与电力市场，提升储能参与电力市场的灵活性和盈利水平。

 

三是完善市场机制和品种。指导各省根据实际需要，组织储能参与中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易，拓展现有交易品种细分类别。按照公平对待、同网同质同价的原则，逐步向储能开放相应交易品种，允许储能企业灵活选择参与不同市场，科学引导储能项目建设和运营。在电力现货市场运行地区，可允许新型储能灵活选择一充一放、两充两放甚至多充多放运行模式，赋予储能企业更多灵活自主决策的权利。结合储能运营需要，允许新型储能与发电企业或电力用户签订带曲线的分时段中长期合同，引导其丰富经营策略。积极鼓励储能参与调频等辅助服务市场，探索建立动态价格机制，充分激励储能的快速响应性能。

 

作者：裴哲义 国家电力调度控制中心原副总工程师、教授级高级工程师