中國儲能網(wǎng)訊：隨著氣溫的攀升，電力系統(tǒng)用電負荷不斷創(chuàng)出歷史新高。7月16日，全國最大電力負荷再創(chuàng)歷史新高，最大達15.06億千瓦。此前，山東、江蘇、浙江、廣東、天津、冀北等十余個地區(qū)用電負荷均創(chuàng)新歷史新高，電力系統(tǒng)面臨著頂峰保供的壓力。
新型儲能正成為頂峰保供的“利器”，多地將區(qū)域內的新型儲能“擰成一股繩”，通過規(guī)?；瘍δ芗蟹烹妼崿F(xiàn)對電網(wǎng)的“降峰”。
7月6日，江蘇電力省調調用全省93座新型儲能電站在晚高峰時段集中放電，包括64個電網(wǎng)側儲能和29個電源側儲能電站，最大放電功率714萬千瓦；7月11日，山東電力省調調用全省144座新型儲能電站在晚高峰時段集中放電，最大放電功率804萬千瓦。
去年7月，國家電力調度控制中心開展了新型儲能集中調用試驗。國家能源局在新聞發(fā)布會上介紹新型儲能的調用實際案例時，介紹江蘇當年開展新型儲能集中調用測試，新型儲能在實際應用中提供了約400萬千瓦頂峰能力。
可以看出，規(guī)模化儲能的調用模式正成為重要的調節(jié)方式，特別是實現(xiàn)上百座儲能電站的集中調度，新型儲能的并網(wǎng)技術和調度運用技術正日趨成熟。
回顧以往，由于調用技術不成熟，以及新型儲能項目涉網(wǎng)性能層次不齊、項目規(guī)模小、存在安全風險等因素，新型儲能并未被視為“高效可靠”的調節(jié)資源，調用技術不成熟，調度次數(shù)低，如何實現(xiàn)新型儲能的高效調度運用始終是制約行業(yè)發(fā)展的難題。
2024年4月，國家能源局印發(fā)的《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調度運用的通知》，規(guī)范新型儲能并網(wǎng)接入管理，優(yōu)化新型儲能調度方式，加強新型儲能運行管理，明確新型儲能并網(wǎng)和調度技術要求。《加快構建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024-2027）》也提出，加強智慧化調度體系總體設計，全面推進調度方式、機制和管理的優(yōu)化調整，加快新型調度控制技術應用，做好調度與電力市場的銜接。
儲能電站性能滿足并網(wǎng)要求是其高效調度運用的基本條件，接受調度的電源側和電網(wǎng)側儲能電站并網(wǎng)后均需開展并網(wǎng)檢測。國標《電化學儲能電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》（GB/T 36547-2024）等規(guī)定了電化學儲能電站功率控制、一次調頻、慣量響應、故障穿越、運行適應性、電能質量等涉網(wǎng)要求，儲能項目一般需在并網(wǎng)后3個月內完成并網(wǎng)檢測。
加強電力調度支持系統(tǒng)的適應性建設也是關鍵，通過搭建新型儲能的集中監(jiān)視、控制功能模塊，適應新型儲能的技術特點建立新型儲能AGC/AVC功能模塊，探索新能源+儲能的聯(lián)合調度模式，實現(xiàn)多目標、省地調協(xié)同的規(guī)?；瘍δ芗姓{用。
建立合理的價格機制可提高新型儲能電站“主動參與”調峰的積極性，隨著電力市場的加快建設，電能量市場是新型儲能參與的主要市場，各地電力現(xiàn)貨市場陸續(xù)轉正式運行，新型儲能可自主參與電力現(xiàn)貨市場實現(xiàn)對電網(wǎng)的調峰，通過“報量報價”、“報量不報價”等模式參與市場，在電力系統(tǒng)需要時，電力調度機構可直接調用儲能，直接調用期間按照獨立儲能充放電價格機制執(zhí)行。以江蘇為例，在迎峰度夏期間電網(wǎng)調度時，儲能電站不結算充電電量費用，放電電量費用按照燃煤發(fā)電基準價，電站具有較好的收益水平。
