政策解读

近日，中国南方电力调度控制中心印发《支持新型储能参与南方区域电力市场工作方案（2026 年版）》（总调水新〔2026〕19 号），提出按照 "现货电能量市场+辅助服务市场+容量市场" 的综合市场体系发展思路，从市场规则、技术系统、并网管理、容量电价、调度运用等方面部署多项具有具有明确时间节点的工作任务。

工作背景

截至目前新型储能累计装机规模达到 2067 万千瓦，全年等效日循环次数 0.95 次、日利用小时数 3.5 小时，分别较全国平均水平高 0.25 次、0.8 小时；全网共计83 座新型储能参与区域现货及调频辅助服务市场。

但新型储能市场化运行仍面临问题：

市场化新型储能仍以参与区域调频市场为主，参与现货市场积极性不足；

当前区域调频市场总需求规模相对有限，储能电站常态化中标调频容量仅占其总申报容量的30%；(《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2026年版）》已同步发布，详情查阅今天(9月7日)发布的第二条内容)

各省（区）发电侧容量电价机制尚未公布，亟须推动确定容量电价的具体实施细则。

总调工作任务中提到：

推动新型储能“同时”参与区域现货市场与调频辅助服务市场。取消储能同一时段仅能参与调频或现货市场的互斥机制，调频市场以日前现货出清计划为基值、以调频中标容量为带宽，实现在执行现货出清计划一定范围内参与调频响应，充分发挥储能的顶峰、调峰与快速调节能力，进一步拓宽新型储能市场化盈利渠道。

优化新型储能调频辅助服务市场的排序价格机制。探索建立申报容量奖励分机制，引导储能通过合理申报调频容量提升中标概率，稳定储能参与调频市场的收益预期。削弱调频性能对储能中标的决定性影响，推动将调节容量分散预留在更多储能电站，降低少数储能站大容量参与调频对系统运行的影响。

完善调频市场价格形成机制。根据各类资源的调频成本变化，动态调整调频市场申报价格下限，确保调频市场出清价格真实反映边际成本，引导低成本调频主体通过降低申报价格进一步提升调频市场竞争力。

明确容量电价调度运行参数测算指导原则。制定《南方区域新型储能容量电价相关电网运行参数测算指导原则》，明确各省（区）净负荷高峰时长、储能顶峰时段持续供电容量等核心指标计算原则，为制定南方区域新型储能容量电价折算系数及可靠容量认定原则提供依据。

各中调、地调工作任务中提到：

推动具备条件的储能电站优先“报量报价”参与区域现货市场。各省（区）加强与省级能源主管部门沟通，明确本省电网侧独立储能入市工作要求及时间节点，在满足电网运行安全约束的条件下，推动具备条件的存量电网侧独立储能优先“报量报价”参与区域现货市场；推动新投产储能电站优先“报量报价”参与区域现货市场；推动建立新投产场站“并网即入市”工作机制。加强与储能企业沟通与培训宣贯，提升储能企业电价预测、量价申报等核心环节的市场运营能力等。

推动新能源与配建储能一体化联合参与区域现货市场。各中调制定推动新能源配储联合参与市场的工作计划，重点明确技术系统改造和联调、并网调度协议更新等关键任务计划。研究部署适应新能源配储调度控制测点调整至全站并网点的系统功能，云南、海南推动省内新能源配储AGC、计划值、一次调频测点调整改造，在调度端实现AGC、计划值指令统一下发至全站并网点；在场站端支持其结合新能源发电能力与储能可调容量联合申报量价曲线参与现货市场出清，结合新能源预测偏差及市场出清计划自主调用储能，实现新能源与配建储能联合参与市场并实现协同调用。

加强新型储能科学充分调度运用。结合系统运行实际，各省（区）科学合理安排新型储能调度运行计划，做好市场化与非市场化储能的调度运行协同，加强对未参与市场储能的调度运用，2026年新型储能调用次数显著提升（广东达到1.1次以上，云南达到1.3次以上，广西、贵州、海南达到0.8次以上）。

广东、广西推进分布式储能以虚拟电厂聚合参与区域现货市场试点准备工作。组织摸排省内分布式储能资源，筛选试点项目，配合聚合商完成虚拟电厂注册与申报，完善分布式储能入市的技术条件，通过虚拟电厂聚合提升分布式储能“可观、可测、可调、可控”能力，支撑分布式储能由分时电价盈利模式向现货节点电价盈利模式转变，拓宽分布式储能盈利模式。（市场、水新专业负责，运策、调度、自动化专业配合）

各储能电站（含配建储能的新能源场站）工作任务中提到：

提升市场运营能力，优先以“报量报价”形式参与区域现货市场。各电网侧独立储能电站应提升电价预测、量价申报等核心环节的市场运营能力，加快完成南方区域现货市场注册，根据所在节点电价趋势及储能运行成本合理申报量价曲线，优先以“报量报价”形式参与现货市场，确保新型储能充放电计划严格与电网运行需求相匹配。

加强新能源配储与新能源联合运用。云南、海南新能源配建储能电站应按所属调度机构要求将调度运行控制测点（AGC、计划值、一次调频）调整至全站并网点；各省（区）新能源配建储能电站根据新能源预测及配储可调容量，联合申报量价曲线参与区域现货市场交易，加强“新能源+配储”联合运用，根据全站出清计划上限、功率波动及预测偏差积极开展配储调用，实现平滑新能源出力曲线、促进新能源消纳、提升预测准确率等目标。

分布式储能试点以虚拟电厂聚合参与现货市场交易。具备条件的分布式储能应主动对接虚拟电厂聚合商，完成资源信息接入调试，完善以虚拟电厂聚合参与电力市场技术条件，完成市场注册，完善节点电价、量价申报等核心环节的市场运营能力，根据资源用电特性与分布式储能可调节能力合理制定交易策略，加快实现分布式储能试点以虚拟电厂聚合参与现货市场交易。