解读中国南方电力调度控制中心：支持新型储能参与南方区域电力市场工作方案（2026年版）

2067万千瓦装机背后的市场化困局

"十四五"以来，南方电网持续推动新型储能发展，截至目前累计装机规模已达2067万千瓦。从运行效率看，全年等效日循环次数0.95次、日利用小时数3.5小时，分别高出全国平均水平0.25次和0.8小时。全网共83座新型储能参与了区域现货及调频辅助服务市场，初步验证了市场机制促进储能高效运用的效果。这份成绩单说明南方区域在储能规模化和市场化方面走在了前列。

但装机规模的增长并不等于市场化运用的充分。方案明确指出，新型储能市场化运行仍面临三重现实问题，涉及现货市场参与度、调频市场竞争格局以及容量电价机制落地。这些问题的核心指向同一个判断：当前的"现货+辅助服务+容量电价"综合市场体系尚未成型，需要加快建立。

三重困境：现货参与不足、调频容量闲置、容量电价待落地

第一个困境在现货电能量市场。市场化新型储能仍以参与区域调频市场为主，参与现货市场的积极性不足，对供应顶峰和电网调峰的支撑作用未能充分发挥。这意味着大量储能资源集中在调频这一个赛道上，而现货市场的价格信号并没有充分传导到储能的充放电决策中。

第二个困境在调频辅助服务市场。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%。更值得关注的是，未中标储能电站的调频性能指标为2.9至2.98，中标储能电站为2.989至2.996，两者差距极小，对系统调节效用并无显著差异。

正因为性能指标差异微小却成为决定中标的关键因素，大量优质储能调节容量被挡在市场门外，既不利于电网安全稳定运行和清洁能源高效消纳，也制约了新型储能产业的高质量发展。

第三个困境在容量电价方面。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，并建立实测校验机制，确保相关容量真实、可用，切实为电力系统运行提供支撑保障。

2026年目标：从报量报价到可靠容量调用测试

方案设定的2026年目标分为总体目标和年度目标两个层面。总体目标是逐步健全完善公平、公正、公开的新型储能调度机制及市场规则，形成"现货+辅助服务+容量电价"的综合市场体系发展思路。年度目标则更加具体：南方区域具备条件的电网侧储能优先以"报量报价"方式参与区域现货市场，配建储能与新能源场站具备一体化联合参与区域现货市场的条件。

在辅助服务和容量电价方面，适用于新型主体的区域调频辅助服务市场规则需持续完善；各省（区）新型储能容量电价机制要有效实施，并建立新型储能可靠容量调用测试机制。同时，新型储能并网管理流程及技术支持系统需持续健全，调度运行数据质量要显著提升，最终基本实现新型储能规模化、市场化发展。

总调五项任务：规则、系统、并网、容量、数据

总调层面部署了五方面重点工作任务。在规则机制方面，方案要求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。同时，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，削弱调频性能对中标的决定性影响。

在技术支持系统建设方面，方案明确了三项改造任务。首要任务是实现新型储能同时参与现货与调频市场的功能衔接：按照先调频市场、后现货市场的出清顺序，将储能申报的最大充放电功率限值扣除调频市场中标容量后作为现货市场出清上下限，预留一定裕度作为现货市场电量边界，确保储能参与调频的同时具备执行现货出清计划的能力。

在并网管理方面，方案要求修编并网服务指南，规范首并前参数申报与校核流程，要求首并当日完成现货模型投运设置。在容量电价方面，将制定《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》和《南方区域新型储能可用容量调用测试工作指引》两份关键文件。在数据质量方面，按月通报各省（区）储能数据合格率，并按合格率实施阶梯式考核。

各中调、地调：从入市管理到调度运用的九项任务

各中调和地调承接了九项具体任务，覆盖入市推动、市场运营、并网管理、容量测试、数据治理和调度运用等环节。在入市推动方面，各省（区）需明确本省电网侧独立储能入市工作要求及时间节点，推动新投产储能电站优先"报量报价"参与区域现货市场，并建立新投产场站"并网即入市"工作机制。

在新能源与配建储能联合参与市场方面，方案给出了明确的区域分工：云南、海南需推动省内新能源配储AGC、计划值、一次调频测点调整改造，在调度端实现指令统一下发至全站并网点；在场站端支持结合新能源发电能力与储能可调容量联合申报量价曲线。

在调度运用方面，方案提出了量化的调用目标：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。此外，广东、广西将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，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。

这意味着容量电价机制不仅要在规则层面落地，还需要通过实际的调用测试来验证储能电站的可靠容量是否真实可用，形成从参数测算到实测校验的完整闭环。

储能电站七项任务：从市场运营到数据治理

方案对各储能电站（含配建储能的新能源场站）明确了七项任务。市场运营方面，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能力，加快完成区域现货市场注册，根据所在节点电价趋势及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。

新能源配储方面，云南、海南新能源配建储能电站需将调度运行控制测点调整至全站并网点，各省（区）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，实现平滑新能源出力曲线、促进消纳、提升预测准确率等目标。

在运行管控方面，同时参与现货与调频市场的储能电站应做好SOC精细化管控，提升现货出清计划与调频市场指令执行精准性。在数据治理方面，各电站需严格按照相关技术方案完成E文件改造，降低数据延迟、中断、异常情况。此外，方案还要求各电站规范开展并网资料及模型参数填报，准确维护最大充放电功率、荷电状态上下限、充放电效率等核心参数，并落实可靠容量调用测试工作。分布式储能方面，具备条件的电站应主动对接虚拟电厂聚合商，完成资源信息接入调试和市场注册。

闭环管理：从组织协调到示范推广

方案在第四部分明确了三项工作要求。组织协调方面，要求按照本工作方案加强组织部署，保障资源投入，落实主体责任，积极组织协调市场运营机构、电网企业和各市场主体。

闭环管理方面，各相关部门和单位应强化各层级责任落实，承接细化本方案工作任务并按既定时间节点执行落实。对于未明确时间节点的任务，各省（区）结合自身实际承接制定实施计划，推动今年底形成一批示范单位。同时要求及时跟踪总结市场运行存在的问题，提出针对性解决措施，建立闭环管控机制，不断健全新型储能商业模式。

专业协作方面，要求各相关部门和单位加强纵向联动、横向协调，充分整合网内外研究力量，发挥各自优势，形成工作合力。值得注意的是，方案特别强调在新型储能市场化进程推进期间，要加强准入条件评估和技术系统验证，确保按计划推进各项工作。

这组数据勾勒出南方区域新型储能发展的基本面貌。2067万千瓦的累计装机规模和83座入市储能电站说明规模化发展已有坚实基础；等效日循环0.95次、日利用3.5小时且高于全国平均，说明运行效率也处于较好水平。 但30%的调频中标率是一个值得警惕的数字。结合未中标与中标储能电站调频性能指标差距微小（2.9-2.98对比2.989-2.996）这一事实可以看出，当前调频市场的竞争机制并未有效区分优质资源，大量性能达标的储能容量无法获得中标机会。这也是方案提出探索建立申报容量奖励分机制、削弱调频性能决定性影响的直接原因。

方案为各省区设定了差异化的2026年储能调用次数目标。云南以1.3次以上位居首位，广东以1.1次以上次之，广西、贵州、海南均为0.8次以上。这一差异化设定反映了各省区在电源结构、负荷曲线和储能发展阶段上的不同特点。 对比2025年南方电网新型储能等效日循环次数0.95次这一基线，云南和广东的目标明显高于当前平均水平，而广西、贵州、海南的目标则略低于平均水平。这一目标设置既体现了对清洁能源消纳压力较大省份的更高要求，也兼顾了各省区的实际情况。