南方五省区储能调度模式迎重大转向

作为储能市场化发展的标志性突破，此次南方五省区储能调度新模式将有效破解储能资源闲置、盈利渠道单一、电网调节能力未充分释放等行业痛点，推动区域储能从“单一收益”向“多元创收”转型升级。

近日，中国南方电力调度控制中心印发《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2026年版）》，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。

作为储能市场化发展的标志性突破，此次变革将有效破解储能资源闲置、盈利渠道单一、电网调节能力未充分释放等行业痛点，推动区域储能从“单一收益”向“多元创收”转型升级。

何以率先打破限制

此前，国内绝大多数省份电力市场均执行储能“现货、调频二选一”的刚性规则。比如，陕西明确独立储能可自主选择参与现货或调频，现阶段不能同时参与；吉林明确申报参与调频的独立储能不再参与现货出清，日前充放电计划归零。多地出台限制性条款，形成行业通用调度范式。

“二选一”核心并非政策限制，而是储能物理特性与市场结算体系的双重约束。硬件层面，储能电站功率、电量容量有限，同一时段电力资源无法复用，若同时响应现货低充高放套利计划和电网调频动态调节指令，极易出现出力冲突、指令错乱，无法保障调度执行精准性。互斥机制规定“参与调频就不参与现货结算，反之亦然”，也简化了结算逻辑。

南方电网电力调度控制中心相关技术专家向《中国能源报》记者指出，早期储能行业整体装机规模偏小、电量储备有限，调频调节过程极易耗尽/充满电量，导致现货市场的充放电计划无法有效执行，双市场同步运行难度较大。因此，互斥机制成为适配早期储能技术水平、简化调度流程、规范市场结算的较优选择。随着储能装机容量增加，具备更丰富的选择空间，政策顺势放开限制。

南方区域是国内新型储能发展的先行区域。目前五省区新型储能累计装机达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，两项核心指标均显著高于全国平均水平，区域内已有83座新型储能电站参与区域现货及调频辅助服务市场。

但“二选一”规则，让南方区域储能发展陷入结构性供需错配。一方面，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。另一方面，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%；调频性能作为核心竞争指标，未中标电站与中标电站的指标差距微小，对系统调节效用无显著差异，造成大量优质储能调节容量闲置。这既对电网安全稳定运行、清洁能源高效消纳不利，也制约了新型储能产业高质量发展。

针对上述痛点，南方率先搭建双市场协同运行模式，确立“现货计划为基、调频容量为带宽”的运行逻辑。储能电站可正常执行日前现货充放电套利计划，同时在既定容量带宽内响应电网调频指令，两大市场收益独立结算、无重复计费，解决规则冲突与结算难题。

路径变多不等于收益变多

“新政放开‘二选一’对行业是好事，但收益影响没有想象中那么大。”华北电力大学教授郑华同样向《中国能源报》记者指出，要明确区分两件事：一是“路径变多了”，二是“收入变多了”。当前的实际情况是，收益路径确实有所拓展，现货电能量收益已经成为基础收益项。但与此同时，调频市场的蛋糕要分给更多电站，单个电站能拿到的份额大概率会被摊薄，调频成交价也存在下行压力。同时新政还新增两项硬性考核：数据质量按合格率分档考核，现货计划的执行偏差进行严格管控。整体来看，收益路径虽然变多，但单个电站的收益单价和可获取份额都将面临承压。

为兼顾储能收益与电网安全，新政同步建立容量申报引导机制，鼓励储能电站差异化分配容量，合理缩减调频申报规模，将剩余容量投入现货市场。上述专家以一座10万千瓦容量的储能电站为例，其中安排2万千瓦容量参与调频辅助服务获取收益，剩余8万千瓦容量参与现货市场峰谷套利。该机制既拓宽了调频市场的参与主体范围，充分释放储能的调峰保供能力，同时也规避了全容量投入调频可能引发的电量快速耗尽、调节能力损失、电网潮流短时越限等安全隐患。对电站运营方而言，可在同一时段差异化提供多类服务，减少调节能力闲置，有效拓宽收益渠道。但各类服务的收益并非简单叠加，容量分配方案、充放电调度策略、损耗管控水平，将直接决定最终综合收益。

“储能的可用出力能力是固定的，调频先占用一部分容量，剩下的才能用于现货市场，两部分占用的容量加起来并不会超过总出力上限。”郑华指出，这次机制调整真正新增的收益，是把过去白白闲置的那部分出力能力利用起来，绝非简单实现调频、现货两份收益直接叠加。

政策只是打开了增收的大门，能不能增收要看算账能力。对于储能运营商来说，从单一聚焦调频性能，转向具备多市场联动分析、容量策略动态分配的综合运营能力。企业需要搭建专业化的市场分析体系，精准测算现货峰谷价差收益、调频里程补偿价值，合理分配各场景下的充放电容量，优化电池SOC动态管理，严格把控全流程的充放电损耗。与此同时，运营商还需要全面提升调度响应、数据运维、市场报价的核心能力，才能适配跨市场机制协同、多系统联动的全新运营场景。

从“南方样本”到全国趋势

上述专家表示，储能同时参与两个市场，涉及跨市场机制的协同配合与多个技术系统的升级联动，相比此前“二选一”的参与模式，开发落地的难度显著提升。目前这项改革仍处于探索阶段，但这是推动电力市场持续成熟的必经之路。不同地区的推进节奏，会受当地技术支撑能力与机制建设进度的直接影响。

南方区域政策样本的核心意义，不是让其他省份直接照搬具体条款，而是其背后的改革思路具备借鉴价值。郑华指出，“多市场协同参与、一份储能资产释放多重价值”，是当前全国各区域电力市场共同推进的改革方向，南方区域此次率先迈出实践的一步。但南方区域的具体落地条款，其他省份既难以直接照搬，也没有完全复刻的必要——不同省份的调频需求规模、辅助服务品类布局、不同市场间的衔接规则，都存在显著差异。各地真正可以参考复用的，是这套机制背后的核心设计思路：调频占用的功率从现货申报上限中等额扣除、运行过程中留出合理SOC安全余量、申报容量匹配对应奖励分值、容量电价按实测可用能力核算。

放眼全国，放开双市场互斥限制并非孤立的试点。今年4月，山东修订《电力市场规则（试行）》，率先落地储能现货、调频双市场联合出清模式，允许储能同步参与电能量交易和辅助服务，与南网新政形成南北呼应的改革格局。山西、甘肃等多地也在同步探索储能参与多品种辅助服务、容量补偿与现货市场的衔接机制。这一系列动作共同传递出清晰的行业发展方向：储能不再被定位为单一的调频资源，而是在电力系统多时间尺度、多交易品种的体系中被重新定义价值。

上述专家进一步指出，未来南方区域电力市场还将上线更多辅助服务品类，除调频之外，备用、爬坡、惯量支撑等服务都将逐步纳入市场化交易体系。储能的收益结构，也将从过去的“单一依赖调频收益”，转向“现货电能量收益打底、多品类辅助服务收益增厚、容量补偿托底”的多元组合模式。未来谁能在不同交易品种、不同时间尺度之间灵活调度容量，要求储能运营者深入吃透各市场的规则细节，持续优化容量分配与申报策略，实现精细化、多元化运营。

“储能行业的收益天花板，锚定现货市场峰谷价差空间、容量电价补贴标准两大核心变量，‘容量复用+多元收益叠加’才是行业未来的确定性趋势。”业内人士指出，从规则上实现“二选一”到“同时参与”的破壁，仅仅是改革的起点。真正能把储能价值充分变现的，是精细化运营，让每一座电站的每一份容量，都用得更精准、调度更高效、最终产出更高价值。

文 | 本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强