深度 | 以自调度模式破解新能源配储“建而不用”难题

党的二十届三中全会强调，加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。这为加快我国能源绿色低碳转型和高质量发展指明了前进方向、提供了根本遵循。新能源发电具有间歇性和随机性，随着新能源的快速发展，电力系统调峰压力逐渐增大，推动新型电力系统向消纳大规模高比例新能源方向演进是构建新型能源体系的重要工作之一，储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、保障能源安全、促进能源高质量发展具有重要意义。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：徐辉 谭振龙）

当前，新能源配套储能是新型储能发展的直接驱动力之一。在新发展形势下，特别是在“沙戈荒”大基地建设背景下，只有实现对新能源配套储能的高频、高效调用，才能充分发挥其价值，借鉴部分地区独立储能自调度模式经验，实现配储自调度将有可能成为提高新能源配储利用率、挖掘其价值潜力的有效途径。本文结合当前新能源配套储能政策背景及现状，分析新能源配储自调度模式的可行性，提出相关建议，以期为更好发挥储能在新型能源体系中的价值提供参考。

新能源配套储能发展现状

如何更好地解决新能源电站的消纳是新能源发展过程中亟待解决的核心问题。新能源消纳的关键，一是在电力上通过配套调节资源实现对电网的有效支撑，二是在能量上实现发电量与用电量基本平衡。在当前市场机制和价格政策下，新能源配套储能“建而不用”“建而不调”现象仍然存在，而部分地区新能源限电情况却日益严峻。国家和地方主管部门围绕储能配置、市场规则等出台了一系列相关政策，储能政策环境正在逐步改善，为进一步发挥新能源配套储能的作用和价值奠定了良好基础。

配置储能是当下提高新能源消纳水平的重要手段

“双碳”目标提出后，我国新能源发展进一步提速，根据国家能源局发布的2024年1~7月份全国电力工业统计数据，截至2024年7月，我国新能源装机总规模已突破12亿千瓦，提前实现2030年风光装机目标。但与此同时，部分地区、部分时段新能源消纳正在面临新的挑战，尤其在装机比例高、以外送为主的内蒙古、新疆等省区，保障消纳红线越来越困难。为适应新形势下新能源高质量发展需要，国家能源局发布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）提出，要科学优化新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。配置储能是在新能源发展和消纳矛盾突出、调峰资源日趋紧张情况下，实现新能源消纳利用目标的“必选项”。自2020年开始，各省份加大了对新能源场站配置储能的推动力度，多个省份从最初鼓励新能源场站配置储能到明确要求新能源场站配置储能，且配储比例和时长呈现逐渐增长的趋势。目前，新能源配套新型储能政策已呈现出覆盖全面化、对象精细化和路径多元化等特点。

一是各地区进一步明确了各类型新能源项目储能配置要求，配储比例基本在10%~30%之间，配置时长以2小时为主，最高可到4小时。如新疆发展改革委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》中提出，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。

二是鼓励新能源项目通过自建、合建、购买共享储能服务等方式合理配置储能。如内蒙古自治区《支持新型储能发展若干政策(2022~2025年)》（内政办发〔2022〕88号）提出，新能源项目开发应按要求配建储能设施，可采用自建、租赁或购买储能服务等方式。

三是鼓励和支持配套储能转为独立储能电站或建设共享储能电站。如山东省《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》（鲁发改能源〔2023〕670号）中提到，对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110千伏及以上，具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。

新能源配储利用率仍有待提升

根据中电联发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》，截至2024年6月，全国电化学储能电站总装机35.37吉瓦/75.05吉瓦时，其中新能源配储总装机14.52吉瓦，主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、山东等省区，总装机均在1吉瓦以上。从电力电量数据看，上半年新能源配储整体运行情况好于去年同期水平，日均等效充放电次数由0.31次提升至0.50次，相当于每2天可完成一次完整充放电，但仍然低于电网侧储能0.73次的日均等效充放电次数。

一直以来，新能源配储始终备受争议，政策导向下配储比例缺乏理论依据，再加上电网对配储调度意愿低，造成新能源配建储能经常处于闲置状态。因此，如何促进新能源合理配置储能，通过科学调用，进一步发挥储能支撑调节作用，是挖掘新能源配储价值的重要方向。

一方面，通过配置储能，平抑新能源的实时波动，改善新能源发电功率曲线，提升新能源上网电量是电源侧储能价值的体现。另一方面，新能源配储机制与政策导向强相关，允许新能源配套储能通过统一调度或自调度模式参与市场交易，或将成为激活配套储能资产的有效方式。如西北能监局印发的《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则》补充修订条款中提出，“在新能源场站计量关口内建设的储能设施，满足电力调度机构可实时监控并记录充放电功率的条件后，可将全部或部分容量进行申报，并参与市场交易”，为新能源配储参与市场交易提供了政策支持。

配储实现自调度模式的可行性分析

单体配储规模和设备水平提高，具备自调度参与市场的技术条件

早期一些新能源项目配套储能规模较小，分布零散，储能装置通常以中低压电压等级接入电站，关键设备和控制系统技术要求不高，不具备响应的技术条件，导致新能源配储实际利用率不高。根据有关数据统计，2023年储能行业非计划停运1030次，单次平均非计划停运时长29小时，非计划停运背后，多与电站关键设备和系统技术条件不足有关。

随着新能源的集中化、规模化开发，配套储能也逐步向大型化方向发展。根据中电联发布的数据，截至2024年6月，全国百兆瓦级以上大型储能电站装机占比已经超过一半，配储电站在大型储能电站装机中的占比已接近25%。与此同时，配储电站接网电压等级也相应提高，由35千伏电压等级逐渐提升至110千伏及220千伏甚至更高。随着单体规模和接网电压等级的提高，配储电站在并网接入和调度运行方面的配置更加齐全，稳定性有所保障，为接受电力系统调度奠定了技术基础。

2024年4月，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号），明确接受电力系统调度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，并明确了新型储能并网和调度的技术要求。其中，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，主要包括独立储能电站、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，主要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。调度调用和电站自用储能概念的提出，是新形势下综合考虑储能技术条件和电力市场建设的实际情况，对新型储能概念做出的重要定义。在并网接入技术上，该通知明确新型储能在符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验的基础上，还应该满足国家、行业技术标准及管理规范有关要求，确保安全稳定运行。在调度运行技术上，新型储能应配备功率控制系统或协调控制系统，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，接受并执行调度指令，并具备信息安全防护措施。

独立储能自调度模式的实践为配储提供了借鉴

自国家发改委、国家能源局2017年启动第一批电力现货市场建设试点以来，电力现货市场试点范围已逐渐扩大。当前，电力现货市场已经覆盖了全国大部分区域，广东、山西、山东、甘肃等地的现货市场已经陆续转入正式运行，现货市场的实时价格，正在成为电力系统最有力的“调度员”。目前，部分省份已将独立储能电站作为电力现货市场的交易主体，在电力现货市场下，部分地区独立储能企业可以通过自主预测电力市场基于供需关系形成的现货电价，不依赖电网调度指令实现自调度模式，发挥市场主体的主动性。以山东为例，自2022年3月起，山东独立储能电站作为市场主体参与现货市场结算试运行，除在电力供应紧张等特殊时段采取临时统一调度方式外，其余时段采用自调度模式。在自调度模式下，独立储能电站根据市场价格预测情况，结合电站自身实际申报自调度曲线，本质上是利用峰谷时段分时价差，通过提供削峰填谷服务获得收益，自调度曲线与日前市场出清价格匹配程度决定了独立储能电能量现货市场交易收益预期。随着申报策略日趋成熟，自调度模式下储能电站在实现收益的同时，还能缓解高峰时段电力紧张局面并促进新能源消纳。

继山东之后，甘肃、安徽等省份也陆续探索独立储能自调度参与现货市场模式。《甘肃电力现货市场规则》指出，独立（共享）储能企业在实时市场运行中按需申报自调度计划曲线，电力调度机构对其申报的自调度计划曲线进行安全校核，校核通过后作为实时现货市场出清边界条件；含配建储能的新能源场站可在日内指定时段自主申报储能放电计划。《安徽电力现货市场运营基本规则》提出，省调管辖的独立储能项目将以“报量报价”或申报自调度计划曲线的方式参与现货市场；对于新能源场站等配套建设的储能项目，具备独立储能准入条件后，也可以按照独立储能方式参与市场。

针对新能源配建储能调度方式，近期，蒙西电网发布了具体实施细则，规定蒙西地区新能源配建储能使用方式区分为自主调用和调度调用。在自主调用期间，新能源与配建储能作为一个整体参与蒙西电力市场，按照现货出清结果自行安排储能充放电；在调度调用期间，配建储能参照独立储能价格机制结算（上网、下网电量按照现货价格结算）。

新能源配储自调度的优势

与常规新能源及配储电站独立接受电网调用甚至不调用相比，自调度模式主要有以下优势：

一是有利于在新能源大发时段减少新能源弃电，促进新能源消纳。在自调度模式下，电站可以根据新能源出力预测和储能荷电情况，优化调控新能源出力和储能充放电，利用限电状态下弃风弃光电量为储能充电，在早晚高峰时刻放电，实现风光储一体化运行，促进新能源消纳。

二是可以在电力系统供需紧张时段为电网提供顶峰供电能力。通过优化储能容量设计和运行模式，利用配建储能自调度运行，可以降低公网调峰和容量支撑压力，在保障自身消纳的同时，为电网提供一定顶峰能力。

三是有助于提升新能源电站在电力市场中的交易能力和议价能力。新能源电站与配套储能作为一个主体参与电力市场交易，主动响应电能量、辅助服务等市场价格信号，具备优于常规无配储新能源电站的交易能力，并且能跟踪获得较好的电力市场价格，提升电站整体收益水平。

新能源配储自调度探索实践

为深入贯彻习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略，乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目立足当地资源禀赋，开展了新能源与配套储能一体化解决方案的重大尝试和技术创新，在风光储一体化调控方面进行了创新实践。

项目基本情况

示范电站位于内蒙古自治区乌兰察布市，总装机规模200万千瓦，其中风电170万千瓦、光伏发电30万千瓦，配套储能55万千瓦×2小时，建设4座升压储能一体化站、1座智慧联合集控中心。该项目是国内首个储能配置规模达到千兆瓦时的新能源场站，也是首个实现风光储场站一体化智慧集控的新能源项目。通过“高比例储能”自调度和风光储一体化“智慧调控”，搭建智慧联合集控中心“中枢大脑”，实现风光储电站可测、可控、可调、可支撑，将间歇性新能源发电转变为可靠的高峰保障电力。

自主调度一体化运行效果

示范电站突破了电网调度主站直控的方式，由蒙西电网下达总指令至风光储一体化智慧联合集控系统，由该系统自行分配，实现风、光、储各发电单元一体化协调互补优化运行，运行控制精度和响应时间均达到行业领先水平，实现了指令跟踪、顶峰供电、系统调峰、最大化消纳、功率平滑、一次调频/虚拟惯量六大电网友好功能。2023年，储能系统共计运行684次，其中充电393次、放电291次，大规模储能系统得到有效利用，有力保障了地区清洁能源的可靠供应。典型日早晚高峰顶峰供电时长超过4小时，能够有效缓解地区电网特定时段的电力供应紧张问题（见图）。

参与市场及交易情况

自2022年9月起，项目作为整体参与蒙西电力现货市场交易，是全国唯一的“风光储一体化”市场主体。项目主动响应电能量、辅助服务等市场价格信号，根据电网需求随时提供不同类型的友好服务，是目前内蒙古地区储能系统调用次数最多、顶峰支撑能力最强的风光储联合电站，实现良好经济效益，通过进一步探索交易机制，将能够更好提升项目效益。

关于配储自调度的相关建议

完善储能政策引导机制，合理体现配套储能的价值

强化规划引领，统筹推进新能源发展与储能建设，鼓励风光储一体化等友好型新能源项目开发运行，促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合，建立新能源开发与配套系统调节资源建设协调机制，促进资源整体优化配置。

科学合理配置储能规模和型式，考虑当地资源特性、新能源消纳形势、电力系统需求、电网安全等因素，具体分析新能源配置储能的必要性、配储比例和型式，避免资源浪费。

优化新能源配储调运方式，提升储能利用水平

加强“新能源+储能”调运方式优化引导，鼓励新能源场站与配建储能作为一个整体调度对象，通过自调度模式提升新能源配建储能利用率和场站综合收益水平，促进新能源与配建储能健康发展。

健全配套储能设施运行机制，改善管理调用模式，优化配储电站并网运行控制策略，加强安全管理，提升储能装置质量和运行可靠性，提高储能利用效率。

持续推进电力市场建设，完善配储参与市场规则

加快完善新能源电站与配建储能作为一个联合主体参与电力市场的相关配套政策及实施细则，探索新能源配套储能参与电能量市场、辅助服务市场收益机制，促进配套储能更好地融入电力市场，提升投资回报收益。

结合新能源电站自身需求和配套储能技术条件，支持符合相关要求的配建储能自愿转为独立方式运行，参与电力市场和调度运用，激发配建储能的积极性，增加收益来源，更好为新型电力系统提供重要支撑。

建议在国家顶层政策引导下，借鉴部分地区独立储能和风光储一体化调运经验，以多元化激励模式挖掘配套储能的利用价值，优化调运方式，完善市场规则，提升收益水平，更好地服务新型能源体系建设。