碳讨｜储能竞争从“建得成”走向“用得好”，并网规则拟进一步细化

随着新能源装机规模持续扩大、储能和负荷侧资源加速发展，电力系统的运行方式正在发生深刻变化，传统并网管理规则也面临新的适应性考验。

9月30日，国家能源局综合司发布关于公开征求《电力并网运行管理规定》（征求意见稿）（下称“《规定》”）意见的通知，拟进一步完善新型储能、绿电直连、源网荷储一体化等主体的并网运行管理要求，并强化涉网性能、调度责任与市场机制的衔接。

从新型主体如何真正实现“可观、可测、可调、可控”，到储能电站如何从规模扩张转向精细化运营，此次修订不仅关系电力系统的安全稳定运行，也将对并网主体的技术投入、运营管理和市场竞争力产生影响。

此次修订改了什么？

华北电力大学能源互联网研究中心副主任、电力经济技术分析研究所所长王永利告诉零碳研究院，此次修订既是制度更新的需要，也反映了近年来电力系统的深刻变化。2021年版规定有效期为5年，2026年正处于制度衔接节点；同时，《电力市场运行基本规则》《电力辅助服务市场基本规则》以及容量电价机制陆续出台，也要求并网管理规则与之衔接。

更深刻的变化发生在电力系统。

随着新能源占比提升、储能规模扩大和负荷侧资源增多，电力系统的运行方式正在发生变化。据王永利介绍，截至2026年7月底，全国风电、光伏装机合计约19.5亿千瓦，占总装机近一半，出力波动进一步增加了电网在频率、电压和负荷变化下的稳定运行压力。与此同时，截至2026年6月底，新型储能装机已达到1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，成为重要调节资源。储能管理重点也从“有没有储能可用”转向其可调用功率、持续时间、可用容量和实际响应性能。负荷侧也在发生变化，电力用户正由被动用电主体转向可调节资源，通过调整用电功率和时段参与削峰、调频和需求响应。

南网能源院系统部研究员陈彬彬认为，电力系统的变化还体现在安全支撑和调度管理方式上。随着传统同步机组占比下降，系统对新能源、储能等电力电子设备的频率、电压支撑能力提出了更高要求，并网主体需要从“被动跟随”向“主动支撑”转变。另一方面，分布式新能源、用户侧储能、充电网络、虚拟电厂等大量主体加速接入，调度管理也需要从“集中式直调”转向“聚合化协同”，通过聚合商、虚拟电厂等方式整合分散资源。

此外，绿电直连、源网荷储一体化等新模式不断发展，发电、电网、负荷和储能之间的双向互动持续深化。陈彬彬表示，这打破了传统“发电—并网—售电”的单向链条，项目与公共电网之间的交换功率控制、责任界面划分、反送电约束等问题亟待明确统一规则。王永利也指出，随着新能源全面入市，市场交易结果对电力系统实际运行的影响增强，并网管理也需要更好地协调电网安全、调度运行与市场机制之间的关系。

与2021年版规定相比，此次拟修订的新规有何不同？

陈彬彬告诉新京报零碳研究院，对照2021年版《规定》，本次修订主要针对三方面问题：一是并网主体覆盖不足、新业态管理规则缺失，新型储能技术路线不断拓展，绿电直连、源网荷储一体化、可调节负荷及电动汽车充电网络等新主体缺乏明确的管理依据和技术要求；二是并网全生命周期管理存在短板，在涉网参数变更审批、关键性能测试及擅自脱网、变更参数等行为约束方面仍需完善，难以适应新能源和储能规模化发展带来的新挑战；三是并网管理与电力市场衔接不足，随着现货市场和辅助服务市场发展，部分已由市场机制实现的调峰、调频、备用等功能仍存在行政考核，增加了市场主体的合规成本。

从“有资源”到“调得动”，新型主体面临什么考验？

新型主体纳入并网运行管理，背后是电力系统调节需求的变化。随着新能源占比提升，可调节负荷、电动汽车充电网络、绿电直连、源网荷储一体化等主体逐渐增多，电网可利用的调节资源不再局限于传统发电机组。但这些资源能否真正成为电网可调用的系统资源，仍面临接入、监测和控制等方面的考验。

陈彬彬表示，此前部分负荷侧资源主要通过聚合平台间接接入，调度机构难以准确掌握其实际可调容量、调节速率和持续时间，调节指令的传递与执行效果也有待提升。在她看来，过去的一个突出问题是，调度机构往往难以准确回答负荷侧资源“能调多少、能调多久、调节多快”，容易出现“有资源但调不动”的情况。

此次修订的一个重要方向，是推动相关主体从具备调节潜力走向真正可调用，即实现“可观、可测、可调、可控”：一方面，通过完善涉网参数报送和自动化设备配置，让调度机构掌握资源的运行状态与调节能力；另一方面，通过涉网性能测试、规范调度指令执行和明确运行责任，确保资源不仅“看得见”，还能够按照要求参与系统调节。

不过，新型主体纳入并网管理并非始于此次修订。王永利表示，2021年版《电力并网运行管理规定》已将新型储能、可调节负荷、电动汽车充电网络等纳入管理范围，此次修订是在既有制度基础上的进一步完善。

在王永利看来，此次修订体现了并网管理思路的两个转变：一是从“以发电机组为中心的并网管理”转向“面向源网荷储各类可调节资源的并网管理”；二是从过去按照资源身份进行管理，逐步转向按照资源的实际调节能力和运行性能进行管理。

具体来看，征求意见稿进一步明确了能够响应调度指令的绿电直连、源网荷储一体化等新型经营主体的管理要求，并对新型储能、负荷侧资源的调节能力、调频性能，以及调度自动化、继电保护、通信和网络安全等提出更具体的要求。这意味着，随着电力系统中可调节资源的类型不断丰富，并网管理也需要从明确主体范围，进一步走向规范运行能力与责任。

王永利认为，未来无论是电源侧、储能侧还是负荷侧，只要能够对电力系统产生较大影响、接受调度，就可能同时成为电力系统运行责任的承担者和市场价值的提供者。对储能行业而言，这也意味着其价值评价不能只看装机规模，还需要关注实际调节能力、运行性能以及参与电力系统调节的能力。

储能如何从调节资源走向规范化运行？

随着新型储能装机规模持续增长，储能在电力系统中的角色正从辅助性的调节资源，逐步转向参与系统调节和电力市场运行的重要主体。在这一背景下，《规定》的修订，也为观察储能如何进一步融入电力系统运行规则提供了一个窗口。

《规定》明确了新型储能和负荷侧并网主体技术指导和管理的范围，进一步细化了储能容量衰减率、SOC（荷电状态）、转换效率、最小连续充放电时间等参数要求。

上海融和元储能源有限公司专家刘明告诉新京报零碳研究院，此次修订将进一步强化储能并网运行管理。一方面，能够响应调度指令的新型储能将纳入统一管理，额定容量、充放电速率、可调容量、荷电状态（SOC）、转换效率和容量衰减率等参数也需按要求报送。另一方面，电池衰减导致参数变化时须及时上报，电池和储能变流器（PCS）累计更换比例达到相关门槛后，还需重新开展并网测试。相应地，储能项目在设计、并网验收和日常运维中，都需要加强故障穿越、电压调节等涉网性能管理，做好参数监测、台账维护和检修报批。

“此次修订实质上把储能竞争从‘建得成’推向‘用得好’，对高品质有了更高的要求。”刘明表示。

在设备选型方面，刘明表示，随着故障穿越、电网适应性以及有功、无功动态响应等涉网性能要求进一步明确，设备能否通过相关测试、长期保持稳定运行，将成为项目建设和运营的重要考量。系统集成方面，电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）的参数精度，以及与调度机构的数据交互能力，也将影响储能电站能否准确执行调度指令、兑现调节能力。

运营环节的变化同样值得关注。刘明表示，随着储能电站容量衰减、设备更换和可用能量等指标受到更严格的关注，企业需要加强在线监测、定期容量标定和专业化运维，推动运维模式从故障发生后的抢修，转向对设备性能和运行状态的持续管理。对于已经投运的老旧电站，企业还可能面临涉网技术改造、设备更新及运维体系完善等投入。

在刘明看来，未来储能项目的竞争力将更多取决于长期可用容量、效率保持率和调度履约率。随着设备技术逐步成熟，专业化运营团队对场站的精细化管理能力将更加重要，项目全生命周期度电成本也将成为衡量竞争力的关键指标。

新规落地，不同主体如何应对

规则进一步细化后，电网企业和并网主体也需要相应调整管理与运营方式。陈彬彬认为，电网企业应首先梳理并网运行管理事项，同时完善涉网参数的全生命周期管理，推动关键运行参数的在线监测、变更留痕和校核。对于并网主体，则需要对照新规开展涉网性能自查，规范设备参数变更和报送流程，并及时完善并网调度协议。

在具体实施上，存量项目与新增项目需要采取不同的应对策略。对于已经投运的储能电站，重点在于排查涉网性能是否达标、运行参数是否准确，以及设备更换或技术改造后是否需要重新开展并网测试；对于分布式新能源，补齐调度通信和数据报送能力、提高可观测性是重要任务。

相比之下，新建绿电直连和源网荷储一体化项目，更需要在规划设计和接入评审阶段落实相关要求，提前明确与公共电网的交换功率、接网容量及调节资源配置，避免项目建成后再进行改造。对于可调节负荷和电动汽车充电网络，则需要进一步完善接入标准、聚合平台和调节机制，让分散资源能够接受调度、兑现调节能力。

陈彬彬认为，分类推进的关键在于区分不同主体的技术基础和运行特点：存量项目侧重排查、整改和能力补齐，新增项目则应从规划设计阶段落实并网要求。与此同时，还需要通过市场机制和合理的激励安排，让各类主体在承担运行责任的同时获得参与系统调节的合理收益。

新京报零碳研究院研究员 朱玥怡

编辑 陈莉

校对 赵琳