國家層面電力應急調度新規出臺！儲能或為最大贏家

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文｜王璟 編輯｜楊倩

來源｜儲能嚴究院

「儲能嚴究院」獲悉，國家發展改革委、國家能源局近日聯合印發《跨省跨區電力應急調度管理辦法》，這是國家層面首個電力應急調度管理規范性文件。

新規明確應急調度作為市場化手段的兜底保障措施，聚焦“保安全、保供應”兩大核心功能，于2025年10月1日起施行。

業內分析認為，該辦法將為儲能行業發展注入強勁動力。

確立“市場優先、應急兜底”原則

《辦法》確立了“市場調節優先、應急調度兜底”的工作原則。

根據規定，當電力運行出現安全風險或電力電量平衡缺口時，將優先通過跨省跨區電力中長期交易、現貨交易等市場化手段解決；只有在市場化手段無法完全解決問題時，才會在日前、日內階段啟動應急調度，深入挖掘全網資源進行優化互濟。

電力系統是一個實時平衡的系統，發電和用電必須每分每秒都相等。應急調度是維持這個巨大系統最終平衡和安全的關鍵機制。

用通俗的話來說，電力應急調度可理解為電力系統的“國家級急救隊”，是指在非突發故障異常等緊急情況下，出現保安全、保供應需求時，在市場化手段用盡后，統籌全網資源進行供需匹配的兜底調度措施。

所謂“兜底”，就是不惜代價守住電網安全和不拉閘限電的底線。

也就是說，先讓市場這只“看不見的手”來調配資源，如果市場也解決不了，再用政府這只“看得見的手”進行強制互濟，強制協調那些還有富余發電能力的省份，臨時、緊急地給缺電的省份送電。

值得注意的是，新規對應急調度功能定位作出重要調整，明確指出，“考慮到新能源全面參與電力市場，促消納應主要通過市場機制實現，不再作為應急調度場景”，意味著新能源已從“特殊照顧對象”變為“合格市場成員”，新能源全面參與電力市場的條件已經成熟。

應急調度需要的是全網范圍內那些未被市場激活、且不影響本地安全的閑置備用容量，優先選擇可靠、可控、可預測的電力，不過這并不意味著新能源完全被排除在外。

如果某省的風電/光伏發電超出了本省消納能力和外送通道的計劃容量，且這些電是確實存在的、可輸送的富余電力，那么它也可以作為一種低成本資源被應急調度調用，去支援其他缺電的省份。但其可靠性決定了它無法成為應急調度的主力軍。

因此可以推導出， 應急調度 優先級是：響應快、邊際成本低的備用容量（如水電站預留容量、充滿電的儲能） >響應慢但可靠的備用容量（如停備的火電機組） >不可控但富余的容量（如超發的新能源） 。

儲能成應急調度理想載體

隨著新能源全面參與電力市場，其波動性帶來的系統平衡壓力需要儲能來化解。應急調度對快速響應資源的迫切需求，與儲能技術特性高度契合。

儲能電站具有毫秒級/分鐘級啟動能力，是所有電源中響應速度最快的，能完美滿足應急調度在“日前、日內”階段的時效性要求。同時，儲能放電功率和電量可以精確控制，是執行應急調度指令的理想載體。

《辦法》第二十三條要求電網企業“加快省間電力靈活互濟工程建設，提升調度互濟能力”，這為大型儲能項目建設提供了直接的政策依據。

在價格機制方面，《辦法》設計了創新性的結算安排。送出省上網電價基于省內市場交易價格加上系統運行費確定，受入省落地電價則參照省間現貨市場價格上限。

價差收益的80%由送出省用戶分享，20%由發電企業分享，充分體現“誰支援、誰獲利”原則。這一分配機制明確了儲能作為發電側設施參與應急調度的收益權，為投資方提供了清晰預期。

特別值得關注的是，應急調度電量不納入輔助服務費用分攤及偏差電量考核，顯著降低了儲能參與的系統成本，提升了項目的經濟可行性。

據了解，應急調度在近年電力保供中已發揮關鍵作用，單日最大消除電力缺口超過1300萬千瓦。新規通過統一制度設計，細化組織實施流程、明確各方權責，將進一步提升跨省跨區電力應急協調的系統性和規范性。

截至今年8月，國家電網統一協調調用的新型儲能規模巨大，可調最大電力達6423萬千瓦，相當于近3座三峽電站的容量，為夏季晚間高峰時段的負荷最大時段提供了強大支撐。

此外，甘肅已集合風光水火儲，建成全國首套儲能集中協調控制系統，實現了450萬千瓦儲能的精準調控，增強了區域電網的互濟能力。

業內專家指出，上述政策實施后，儲能項目不僅可在本省電力市場中獲得收益，還能通過跨省跨區應急調度機制參與全網資源優化配置，獲得額外收益渠道。預計將激發電網公司及發電企業投資建設儲能設施的積極性，加速推動新型儲能技術在電力系統中的應用普及，為構建新型電力系統提供關鍵支撐。

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