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南方区域储能市场化方案：取消调频现货互斥，弱化性能影响容量分散至更多电站，新能源配储联合申报量价曲线参与现货
发布时间：
2026-09-08 00:00
来源：
概要：
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）。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明确时间节点的工作任务。
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）。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明确时间节点的工作任务。
文件指出，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：
1、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；
2、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%；
3、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。
2026年目标：南方区域具备条件的电网侧储能优先“报量报价”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条件；各省（区）新型储能容量电价机制有效实施，建立可靠容量调用测试机制；基本实现新型储能规模化、市场化发展。
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。
优化新型储能调频辅助服务市场的排序价格机制。
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。
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。
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。
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）。
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。
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。
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。
具体如下：
总调工作任务
完善新型储能参与电力市场规则机制（2026年8月底前完成）
取消调频现货互斥机制：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。
优化调频排序价格机制：探索建立申报容量奖励分机制，削弱调频性能对储能中标的决定性影响，推动调节容量分散预留在更多储能电站。
完善调频市场价格形成机制：根据调频成本变化动态调整申报价格下限，确保出清价格真实反映边际成本。
加强新型储能参与电力市场技术支持系统建设（2026年10—12月底前完成）
按照“先调频、后现货”出清顺序，完成储能同时参与两个市场的功能衔接改造。
推动新型储能以全厂形式接收实时E文件数据，完成区域现货系统功能改造。
开展分布式储能、负荷型虚拟电厂参与区域现货市场的建模及算法研究。
完善新型储能并网及入市管理机制（2026年10—12月底前完成）
修编新型储能并网服务指南，完善并网及入市衔接机制，要求首并当日完成现货模型投运设置。
完善网级新型储能并网管理系统功能，实现并网全流程动态监视与管控。
制定新型储能容量电价参数设定原则及调用测试要求（2026年12月底前完成）
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。
制定《南方区域新型储能可用容量调用测试工作指引》，依托技术系统实现常态化自动调用测试与信息推送。
健全新型储能调度数据质量提升工作机制
按月通报各省（区）新型储能数据合格率，推动修编“两个细则”实施阶梯式考核。
建立新型储能上送数据异常识别机制，常态化开展运行数据校验。
各中调、地调工作任务
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。
推动存量及新投产电网侧独立储能优先“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。
做好新型储能同时参与现货与调频市场宣贯培训及执行偏差管控。组织具备条件的新型储能同时参与现货与调频市场申报，加强储能SOC、调频指令、现货计划执行情况监视与管控（常态化开展）。
推动新能源与配建储能一体化联合参与区域现货市场。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，实现新能源与配建储能联合申报量价曲线参与现货出清。
做好新型储能并网及入市合规性管理。
常态化做好新型储能建模、入市参数维护和模型投运入市规范管理，实现首并当日完成区域现货模型投运设置（2026年12月底前完成）；迭代完善省级新型储能并网管理系统功能（持续开展）。
组织做好容量电价核心电网参数测算及调用测试。
按照指导原则做好各省净负荷高峰时长、储能顶峰时段持续供电容量等核心参数测算（2026年12月底前完成）；严格按照工作指引开展新型储能可用容量调用测试（2026年12月底前完成）。
督促完成新型储能E文件改造，提升数据防误告警与全链路可靠性，建立数据校验与智能监测能力。
督促全部电网侧储能与新能源配建储能完成E文件改造（2026年6月底前完成）；健全关键边界数据防误告警功能，完成技术支持系统冗余建设（2026年12月底前完成）；常态化开展上送数据随机校验和自动分析对比（常态化开展）。
加强新型储能科学充分调度运用。2026年新型储能调用次数显著提升（广东1.1次以上，云南1.3次以上，广西、贵州、海南0.8次以上）（2026年12月底前完成）。
持续完善新型储能运行监视和管理机制。初步建成新型储能调度运行管理模块，实现全维度数据全景监视和核心指标自动评估（持续开展）。
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。组织摸排分布式储能资源，筛选试点项目，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。
各储能电站（含配建储能的新能源场站）工作任务
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。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，确保充放电计划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。
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