推动新型储能参与电力市场和调度运用 构建新型电力系统

　　随着可再生能源直接应用和终端电气化程度的加深，可再生能源的波动性、间歇性等特点需要更多的储能来稳定电力系统。而新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
 

　　近日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《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》(下称《通知》)，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制。
 

　　《通知》提到，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。要注意的是，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
 

　　《通知》鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。
 

　　并且，《通知》鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。
 

　　国家高度重视新型储能的发展，2021年国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出，到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦(30GW)以上。
 

　　据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运的新型储能项目累计装机规模为5.7GW，新增装机为2.4GW，同比增长54%，其中以电源侧的新增装机最多达到1GW，其次为电网侧的新增装机达到854MW。
 

　　在推进新型储能技术发展的同时，也需要看到一些新模式、新业态的变化。例如随着电动汽车的普及，越来越多的有序充电、V2G、换电站等车网互动项目落地；绿氢产业的持续升温也提升了各界对氢储能的关注度。在“双碳”目标倒逼下，各类跨界元素也将深度参与电力系统运行，与储能技术共同构建新型电力系统。