华北区域新机制为新能源配储增加新收益

文 | 叶晓宇、卢少非、郑华

日前，国家能源局华北监管局印发《华北能源监管局关于在华北区域电网大负荷期间对新能源配建储能进行统一直接调用的通知》。中关村储能产业技术联盟电力市场专委会、华北电力大学受国家能源局华北监管局委托，对政策进行解读。

一、华北区域新能源配储调用与补偿机制分析

2024年7月11日，国家能源局华北监管局印发《华北能源监管局关于在华北区域电网大负荷期间对新能源配建储能进行统一直接调用的通知》（以下简称《通知》），对新能源配建储能的统一直接调用的补偿与分摊规则进行了制定。该文件于2024年7月11日开始执行，至2025年3月结束。《通知》有关情况如下所示：

除此之外，在调用方式上，《通知》明确为在常规火电及新能源不足以满足电力平衡需要时，优先对新能源配建储能进行统一直接调用。在调度时，由电力调度机构根据新能源场站申报情况，按一定比例将新能源配建储能纳入京津唐电网电力平衡，统一编制并下发充放电计划。

在补偿价格上，《通知》以独立储能充放电月最大价差作为统一调用补偿价格，一定程度上保证了新能源主体的经济利益。

在分摊主体上，明确自备电厂、因电网网架原因出力受阻的发电企业，以及配建储能参与统一调用的新能源企业不参与分摊。

二、国内新能源配储调用与补偿机制分析比较

截止到发稿日期，除华北京津唐地区外，山东、山西、南方区域也已出台新能源配储直接调用的相应规则文件。

山东在《关于进一步加强新型储能电站集中调用管理的通知》指出，储能电站接到应急调度指令后，应当立即按照调度指令执行。其中，新能源配建储能的放电价格按当时市场现货价格结算，由此产生的价差费用（收益）由全体工商业户分摊（分享）。

山西在《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》指出，新型储能进入商业运营后应急调用产生额外充放电量造成的损失，应予以补偿和追溯结算。具体补偿办法后续由能源局在拟出台的储能应急调用有关规则条款中细化明确。

南方区域在《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》中指出，调度机构可根据电网安全原因直接调用新能源配建联合储能电站参与系统调节，调用效果可按照“两个细则”相关规定进行补偿。

《通知》相较于其他省区域规则文件，是国内首个明确新能源配建储能统一直接调用补偿和分摊结算方式的文件，其与其他省份区域新能源配储能直接调用规则比较如下所示:

《通知》针对现有新能源配储直接调用中存在的价格缺失、补偿和分摊方式未明确问题，对相应价格、分摊主体和结算方式进行了明确，保障了新能源配储在直接调用过程中的经济利益。

三、华北区域新能源与新型储能建设情况

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》，提出规范新型储能并网管理，优化调度机制，充分发挥其系统性调节作用。根据《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》要求，国网华北分部开展了新型储能数据接入、AGC闭环控制、全景监视和运行情况统计分析等工作，以提升储能调度管理的精细化，助力电力保供和新能源消纳。

6月12日，华北电网新能源发电装机容量突破3亿千瓦，约占全国新能源发电装机总量的27%。其中风电装机超过1.3亿千瓦，光伏发电装机超过1.7亿千瓦。截至目前，华北电网新能源最大发电功率为1.54亿千瓦，单日最大发电量达22亿千瓦时，占当日用电量的42%，超过京津冀三地总用电量。3至5月，华北电网连续三个月新能源消纳比例超过30%，约为全国平均水平的两倍。

6月5日，国网华北分部组织开展了华北电网新型储能首次集中调用演练，涉及220座储能电站及华北5家省级电力公司和18家地市供电公司。演练当日，在负荷晚高峰时段，华北全网新型储能最大放电出力达662万千瓦，占可用容量的91%，满足了北京当日三分之一的用电需求，验证了新型储能在关键时段的顶峰能力和集中调用机制的有效性。

截至2024年6月，华北区域新型储能装机容量达959万千瓦，已成为保供应、促消纳的重要环节。

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