锂离子电池储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能……我国新型储能产业不断发展，成为构建新型电力系统的重要支撑。近日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（以下简称《通知》），指出规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。
国家统计局最新数据显示，2024年第一季度，电力、热力、燃气及水生产和供应业产能利用率为71.2%，比上季度下降0.7个百分点。新型储能是实现碳达峰碳中和目标的重要抓手，为能源绿色低碳转型提供了有力保障。多位专家表示，随着我国新能源装机的不断增加，“新能源+储能”模式已成为解决新能源消纳难题的有效途径，加快推进先进储能技术的规模化应用势在必行。
优化并网机制 保障新型储能高效接入
并网接入既是实现新型储能调度和利用的基础，又是新能源项目稳定输送绿电的前提。《通知》指出，电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网；新型储能接入系统则应符合电力系统安全稳定的运行要求，明确并网流程，完成相应性能试验及涉网试验。
近年来，我国新型储能产业迅速发展，新型储能并网接入系统加快建设。国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。其中，2023年全年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，比“十三五”期间的装机规模扩大近十倍。
在我国新型储能装机规模迅速扩大的进程中，各地电力系统因地制宜，探索当地新能源并网接入和消纳的优化渠道。山东开发推广“新能源云”平台，将新型储能项目的规划、建设、并网、运行集合到统一平台，实现并网业务“云办理”、实时更新“云进度”、项目工程“云管控”的智能化管理。通过搭建新能源高质量发展生态圈，助力打破能源要素天花板，保障大电网安全。
并网入“云”为新型储能的并网接入优化了服务机制，各级输电网架则为之提供了“硬件”支撑。近年来，青海电网持续升级，东南部“日”字型、西部“8”字型750千伏骨干网架为各类清洁能源的并网接入提供了坚实网架支撑，托素、红旗主变扩建等配套电网工程加快推进，大柴旦等地共4项新能源代建项目全面提速，助力大基地新能源大规模并网、高水平消纳。
“要基于并网方案的多元化转变，同步推进建立政府、电网、发电企业三方交互的智能电网雏形。”中国能源政策研究院院长林伯强表示，基于可再生能源大规模、多元化并网接入的实际情况，新型储能将大大提高风电、光伏发电的可靠程度，在实现“双碳”目标中扮演越来越重要的角色。
加快技术迭代 构建智慧协同调度系统
新型储能调控离不开智能技术的研发与应用，智慧调控技术的创新助力新型储能的多场景和市场化运行。《通知》明确指出，要开展四大类关键技术的研发攻关工作，包括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，着力推动新技术应用。
针对新型储能调控与调度，各地加快技术研发创新，构建智慧协同调度系统。湖南率先研发并建成“国内首个省级储能集控平台”，涵盖电化学储能电站设计优选、运行维护和聚合运营的全寿命周期。据了解，这一平台利用一键顺控、群控群调、综合防误、自动巡视等关键技术，实现储能电站全场景接入实时掌握、全类型设备远程操控、全量化数据分析预警，预计将有超过50余座社会面储能站完成接入，总装机容量超过吉瓦级别。
除了开发智慧集控平台，为优化电网调度运行，我国多地还积极推进“虚拟电厂”建设。浙江衢州上线“水光储”余缺互济智能柔性精准调控系统，通过大数据、人工智能等技术，将300多座水电站、光伏电站、储能电站接入大型虚拟电厂。“水光储”系统在光伏发电能力较强时通过储能消纳多余电能，在光伏发电能力不足时补足缺口，从而做到“未雨绸缪”。
“在过去，用户用电需求的波动主要靠供应侧调节来平息。而现在，能源结构转型对电力系统的调节能力提出了新要求。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣表示，我国当前正加快建设新型电力系统，传统供应侧的调节能力较难平衡风、光发电的波动性和不稳定性。依托数字化技术平台、不受物理空间限制的虚拟电厂等技术，已经展现出稳定电力供应的潜力。
规范电力市场 拓展新型储能商业模式
近年来，新型储能在电力市场中的作用和价值逐步清晰。有关专家指出，新型储能具有响应速度快、部署灵活、能量时移等特性，现阶段仍以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利模式，作为并网主体参与电网调频调峰已成常态。
为了更好地推动新型储能产业发展，《通知》指出，要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。
依托我国电力市场建设，各地结合自身特点，在新型储能参与市场机制设计上开展各类尝试。山东、青海等地推进“共享储能”模式，将储能站与发电站的传统“一对一”关系调整为“一对多”关系，探索新的租赁共享机制；广东独立储能电站在南方电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易，标志我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径……
“随着电力现货市场的逐步深化，调峰市场将会被电力现货市场取代，形成‘调频辅助服务+电能量现货’的模式，届时储能也能更好地通过市场机制回收成本。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华表示，要配套出台新型储能参与电力市场的身份认定、注册流程、结算出清、结算支付等运行规则，并在执行品种、时序、补偿额度等方面进行优化调整。
锂离子电池储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能……我国新型储能产业不断发展，成为构建新型电力系统的重要支撑。近日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（以下简称《通知》），指出规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。
国家统计局最新数据显示，2024年第一季度，电力、热力、燃气及水生产和供应业产能利用率为71.2%，比上季度下降0.7个百分点。新型储能是实现碳达峰碳中和目标的重要抓手，为能源绿色低碳转型提供了有力保障。多位专家表示，随着我国新能源装机的不断增加，“新能源+储能”模式已成为解决新能源消纳难题的有效途径，加快推进先进储能技术的规模化应用势在必行。
优化并网机制 保障新型储能高效接入
并网接入既是实现新型储能调度和利用的基础，又是新能源项目稳定输送绿电的前提。《通知》指出，电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网；新型储能接入系统则应符合电力系统安全稳定的运行要求，明确并网流程，完成相应性能试验及涉网试验。
近年来，我国新型储能产业迅速发展，新型储能并网接入系统加快建设。国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。其中，2023年全年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，比“十三五”期间的装机规模扩大近十倍。
在我国新型储能装机规模迅速扩大的进程中，各地电力系统因地制宜，探索当地新能源并网接入和消纳的优化渠道。山东开发推广“新能源云”平台，将新型储能项目的规划、建设、并网、运行集合到统一平台，实现并网业务“云办理”、实时更新“云进度”、项目工程“云管控”的智能化管理。通过搭建新能源高质量发展生态圈，助力打破能源要素天花板，保障大电网安全。
并网入“云”为新型储能的并网接入优化了服务机制，各级输电网架则为之提供了“硬件”支撑。近年来，青海电网持续升级，东南部“日”字型、西部“8”字型750千伏骨干网架为各类清洁能源的并网接入提供了坚实网架支撑，托素、红旗主变扩建等配套电网工程加快推进，大柴旦等地共4项新能源代建项目全面提速，助力大基地新能源大规模并网、高水平消纳。
“要基于并网方案的多元化转变，同步推进建立政府、电网、发电企业三方交互的智能电网雏形。”中国能源政策研究院院长林伯强表示，基于可再生能源大规模、多元化并网接入的实际情况，新型储能将大大提高风电、光伏发电的可靠程度，在实现“双碳”目标中扮演越来越重要的角色。
加快技术迭代 构建智慧协同调度系统
新型储能调控离不开智能技术的研发与应用，智慧调控技术的创新助力新型储能的多场景和市场化运行。《通知》明确指出，要开展四大类关键技术的研发攻关工作，包括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，着力推动新技术应用。
针对新型储能调控与调度，各地加快技术研发创新，构建智慧协同调度系统。湖南率先研发并建成“国内首个省级储能集控平台”，涵盖电化学储能电站设计优选、运行维护和聚合运营的全寿命周期。据了解，这一平台利用一键顺控、群控群调、综合防误、自动巡视等关键技术，实现储能电站全场景接入实时掌握、全类型设备远程操控、全量化数据分析预警，预计将有超过50余座社会面储能站完成接入，总装机容量超过吉瓦级别。
除了开发智慧集控平台，为优化电网调度运行，我国多地还积极推进“虚拟电厂”建设。浙江衢州上线“水光储”余缺互济智能柔性精准调控系统，通过大数据、人工智能等技术，将300多座水电站、光伏电站、储能电站接入大型虚拟电厂。“水光储”系统在光伏发电能力较强时通过储能消纳多余电能，在光伏发电能力不足时补足缺口，从而做到“未雨绸缪”。
“在过去，用户用电需求的波动主要靠供应侧调节来平息。而现在，能源结构转型对电力系统的调节能力提出了新要求。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣表示，我国当前正加快建设新型电力系统，传统供应侧的调节能力较难平衡风、光发电的波动性和不稳定性。依托数字化技术平台、不受物理空间限制的虚拟电厂等技术，已经展现出稳定电力供应的潜力。
规范电力市场 拓展新型储能商业模式
近年来，新型储能在电力市场中的作用和价值逐步清晰。有关专家指出，新型储能具有响应速度快、部署灵活、能量时移等特性，现阶段仍以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利模式，作为并网主体参与电网调频调峰已成常态。
为了更好地推动新型储能产业发展，《通知》指出，要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。
依托我国电力市场建设，各地结合自身特点，在新型储能参与市场机制设计上开展各类尝试。山东、青海等地推进“共享储能”模式，将储能站与发电站的传统“一对一”关系调整为“一对多”关系，探索新的租赁共享机制；广东独立储能电站在南方电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易，标志我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径……
“随着电力现货市场的逐步深化，调峰市场将会被电力现货市场取代，形成‘调频辅助服务+电能量现货’的模式，届时储能也能更好地通过市场机制回收成本。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华表示，要配套出台新型储能参与电力市场的身份认定、注册流程、结算出清、结算支付等运行规则，并在执行品种、时序、补偿额度等方面进行优化调整。
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