CESA储能应用分会：11月12日，国家能源局发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，提出鼓励新能源与配建储能一体化调用。
这意味着，2024年以来，国家与地方层面不断优化新型储能调用方式的又一次“进阶”，也预示着，新型储能被定调为“十五五”电力系统新增灵活调节能力的主要载体的背景下，将与新能源调用协同”进化“。
破解储能“建而不调”，过去一年政策持续补位
近年来，受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，中国储能装机规模逐年高速增长，但新能源配储“建而不调、建而不用”的问题在2024年初成为行业内热议的话题。
2024年3月、4月，中国工程院院士舒印彪、浙江大学兼职教授刘亚芳等专家学者均在公开场合谈到新型储能利用率不高，大量已建成新型储能项目调用率有待提升等问题。
针对这一影响储能产业高质量发展的问题，2024年中，国家层面发布了多个涉及新型储能并网调度的重磅文件。
2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》指出，要提升电力系统稳定调节能力，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。
4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》规范新型储能并网接入管理，优化新型储能调度方式，加强新型储能运行管理，明确新型储能并网和调度技术要求。
7月，《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》提出，加强智慧化调度体系总体设计，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整，加快新型调度控制技术应用，做好调度与电力市场的衔接。
12月，《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，其中明确提出，提升新型储能调用水平。
电力调度机构应结合本地实际制定新型储能调度运行细则，明确新型储能的调度关系。优化新型储能调度运行，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，增强本地电力供应保障能力，实现应用尽用。在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调，减少弃风弃光。
在国家层面措施推动下，各地也加快了政策协同。
4月，《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025 年）》征求意见，鼓励独立储能参与电力辅助服务，发挥调峰顶峰作用，全年完全调用充放电次数原则上不低于260次。
5月，《河南省独立储能电站调度运行实施细则》征意见，文件明确，调度机构优先调用省级新型储能试点示范项目，全年调用不低于350次，对条件具备的项目探索按日“两充两放”运行，不得出现高电价充电、低电价放电的现象；电力现货市场长周期运行以后，由市场决定独立储能电站充放电次数。
同月，《安徽省2024电力迎峰度夏(冬)独立新型储能意见稿》，其中明确，电力调度机构在高峰月份根据电力保供需要,统筹独立新型储能充放电状态转换,优先将独立新型储能项目纳入省内平衡, 充分发挥储能顶峰作用。
高峰月份安排独立新型储能项目全容量充放电调用次数原则上不低于120次或放电时长不低于240小时。按照公平公正、能调尽调,月调度次数均衡的原则,调用同一区域内独立新型储能项目。
8月14日，《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）》征求意见，文件提出燃煤机组、水电机组、独立储能报价相同时优先调用独立储能。
12月，四川省发布《关于促进新型储能积极健康发展的通知》，要求电网侧新型储能电站电量纳入全省统调统分。原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次。
储能规模化调用实践日趋成熟
新型储能作为支撑建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术之一，可灵活响应电网需求、发挥削峰填谷作用，尤其是在夏季用电负荷高峰期成为顶峰的关键力量，也推动着新型储能规模化调用技术和实践走向成熟。
2025年迎峰度夏期间，全国多地气温较常年同期偏高，叠加经济增长趋势向好，拉动全国最大电力负荷屡创历史新高，山东、江苏、浙江、广东、天津、冀北等16个地区用电负荷均创新历史新高，电力系统面临着顶峰保供的压力。
为充分发挥新型储能顶峰保供作用，国调中心组织开展新型储能度夏集中调用试验，可调最大电力达6423万千瓦，实时最大放电电力达4453万千瓦（44.53GW），较去年同期最大值增长55.7%。
在集中调用试验中，新型储能顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量，夏季晚高峰平均顶峰时长约2.4小时，为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。
值得关注的是，山东、江苏等地开展的省级储能集中调用刷新了储能规模化调用新纪录。
7月6日，江苏省93座新型储能电站在晚间用电高峰时集中向电网放电，共有64个电网侧储能、29个电源侧储能电站参与集中放电，总参与容量724.8万千瓦，实际最大调用规模为714万千瓦；这是继2024年夏季集中调用455万千瓦新型储能后，创造了集中调用规模的新纪录，同比增长56.9%。
7月11日晚，在国网山东电力调控中心统一指挥下，山东144座新型储能电站在晚高峰用电最吃紧的时刻精准启动，集中向电网输送电能，有效支撑了晚间电网用电高峰，刷新全国省级电网纪录。
此次调用共有55个独立储能，89个新能源场站配套储能参与集中放电，总容量达825万千瓦，实际最大放电功率803.59万千瓦。
8月1日，山西首次开展集中大规模调用新型储能和虚拟电厂，释放225万千瓦调节能力，标志着山西电网对新型调节资源的规模化、协同化调度应用迈出坚实一步。
据介绍，山西此次集中调度47座储能电站、16座虚拟电厂参与用电负荷调节，供电、用电双向调节最大功率达到225万千瓦，其中新型储能141万千瓦、虚拟电厂84万千瓦，占实时用电负荷的比重达到6%。
另外，甘肃省集合风光水火储，建成全国首套储能集中协调控制系统，实现了450万千瓦储能的精准调控，增强了区域电网的互济能力。
在一系列政策和规模化调用实践推动下，新型储能调用效率持续提高，近日，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示,2025年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时，云南、浙江、江苏、新疆、四川、青海、湖北等多省区调用情况良好，调节作用进一步发挥。
下一个五年，新型储能将与电源协同调度
“十四五”以来，我国新能源开发规模不断迈上新台阶，国家能源局统计数据显示，截至2025年9月底，全国风光装机合计超17亿千瓦，装机占比达到46%。
与此同时，消纳挑战也同步显现，截至2025年9月，风光装机规模已超过最高用电负荷（15.08亿千瓦），标志着我国电力系统净负荷特性发生根本性转变，新能源消纳难度随之逐渐加大。
在“双碳”目标引领下，我国新能源仍将保持规模化发展态势。
根据新一轮国家自主贡献目标要求，到2035年，我国非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。
这意味着，未来十年我国年均新增新能源装机将超过2亿千瓦，而最高用电负荷年均新增仅约1亿千瓦，新能源装机规模与最高用电负荷间的“剪刀差”将持续拉大，叠加新能源固有的随机性、间歇性、波动性特征，未来新能源消纳矛盾将进一步加剧。
在此背景下，储能作为灵活性调节资源将在未来的新能源消纳中扮演越来越重要的作用。
实际上，今年以来，新型储能的地位与发展逻辑发生着深刻变化，也将推动着调用方式深刻变革。
136号标志着强配储政策落幕，“394 号文”提出全国电力现货市场全覆盖，储能需在电力市场化改革中证明其价值，其中就包括提升新能源消纳能力和提供电网必需的调节服务。
10月28日，中共中央发布《关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》，首次将“大力发展新型储能”“加快建设新型能源体系”写入国家五年规划纲要。而这也是“新型储能”继十四五规划纲要之后，再次出现在重磅国家级方略中。
国家发展改革委党组书记、主任郑栅洁在中共中央新闻发布会上介绍，到“十五五”末，我国新增用电需求绝大部分将由新增清洁能源发电量满足，这预示着电力系统的调节需求将迎来爆发式增长。
近日，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦公开表示，“十五五”期间，新型储能将成为电力系统新增灵活调节能力的主要载体。
为此，国家能源局将重点抓好5项工作，其中包括，指导电力调度机构创新调控方式，积极开展新型储能与电源协同优化调度、规模化储能系统集群智能调度等，科学提升新型储能调用水平，指导新型储能提高调度适应能力，接受并执行调度指令，进一步强化对电力系统的支撑调节功能。
11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》标志着中国新能源发展重点转向消纳。
文件提出，大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。
文件强调，构建新型电力调度体系，进一步厘清调度机构、各级电网、集中式新能源、分布式新能源等的调控关系和职责范围，加强市级、县级调度机构力量，全面提升可观、可测、可调、可控能力和智能化调控水平。
探索“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用。
时隔两天，国家能源局发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，进一步阐明储能调用优化方向，即鼓励新能源与配建储能一体化调用。
新能源与配建储能一体化调用的意义，不仅仅是单纯的技术组合，而是在能源安全、经济发展、生态保护与产业升级等多个维度实现价值共振。
从能源安全维度看，它筑牢了电力系统的稳定屏障。一体化调用让储能成为新能源的调节器与缓冲器，有效平抑出力波动，避免电网频率、电压异常，显著提升电力系统抗风险能力。
从经济价值维度看，它实现了多方共赢的发展格局。对新能源企业而言，一体化调用可降低弃风弃光损失，通过参与电能量市场与辅助服务市场获取额外收益；对电网企业,它缓解了电网扩容压力，减少基础设施投资成本。
从生态环保维度看，它加速了双碳目标的落地进程。新能源的清洁属性是应对气候变化的核心，而一体化调用通过提升新能源消纳率，进一步替代化石能源消耗。
从产业升级维度看，它推动了能源全链条的创新融合。一体化调用倒逼储能技术迭代、智能调度系统升级与市场机制完善，带动电池材料、智能控制、电力电子等上下游产业协同发展，加速能源行业从传统模式向清洁低碳、高效智能的新型体系转型。
