国家层面电力应急调度新规出台！储能或为最大赢家

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文｜王璟编辑｜杨倩

来源｜储能严究院

「储能严究院」获悉，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》，这是国家层面首个电力应急调度管理规范性文件。

新规明确应急调度作为市场化手段的兜底保障措施，聚焦“保安全、保供应”两大核心功能，于2025年10月1日起施行。

业内分析认为，该办法将为储能行业发展注入强劲动力。

确立“市场优先、应急兜底”原则

《办法》确立了“市场调节优先、应急调度兜底”的工作原则。

根据规定，当电力运行出现安全风险或电力电量平衡缺口时，将优先通过跨省跨区电力中长期交易、现货交易等市场化手段解决；只有在市场化手段无法完全解决问题时，才会在日前、日内阶段启动应急调度，深入挖掘全网资源进行优化互济。

电力系统是一个实时平衡的系统，发电和用电必须每分每秒都相等。应急调度是维持这个巨大系统最终平衡和安全的关键机制。

用通俗的话来说，电力应急调度可理解为电力系统的“国家级急救队”，是指在非突发故障异常等紧急情况下，出现保安全、保供应需求时，在市场化手段用尽后，统筹全网资源进行供需匹配的兜底调度措施。

所谓“兜底”，就是不惜代价守住电网安全和不拉闸限电的底线。

也就是说，先让市场这只“看不见的手”来调配资源，如果市场也解决不了，再用政府这只“看得见的手”进行强制互济，强制协调那些还有富余发电能力的省份，临时、紧急地给缺电的省份送电。

值得注意的是，新规对应急调度功能定位作出重要调整，明确指出，“考虑到新能源全面参与电力市场，促消纳应主要通过市场机制实现，不再作为应急调度场景”，意味着新能源已从“特殊照顾对象”变为“合格市场成员”，新能源全面参与电力市场的条件已经成熟。

应急调度需要的是全网范围内那些未被市场激活、且不影响本地安全的闲置备用容量，优先选择可靠、可控、可预测的电力，不过这并不意味着新能源完全被排除在外。如果某省的风电/光伏发电超出了本省消纳能力和外送通道的计划容量，且这些电是确实存在的、可输送的富余电力，那么它也可以作为一种低成本资源被应急调度调用，去支援其他缺电的省份。但其可靠性决定了它无法成为应急调度的主力军。因此可以推导出，应急调度优先级是响应快、边际成本低的备用容量（如水电站预留容量、充满电的储能） >响应慢但可靠的备用容量（如停备的火电机组） >不可控但富余的容量（如超发的新能源）。

储能成应急调度理想载体

随着新能源全面参与电力市场，其波动性带来的系统平衡压力需要储能来化解。应急调度对快速响应资源的迫切需求，与储能技术特性高度契合。

储能电站具有毫秒级/分钟级启动能力，是所有电源中响应速度最快的，能完美满足应急调度在“日前、日内”阶段的时效性要求。同时，储能放电功率和电量可以精确控制，是执行应急调度指令的理想载体。

《办法》第二十三条要求电网企业“加快省间电力灵活互济工程建设，提升调度互济能力”，这为大型储能项目建设提供了直接的政策依据。

在价格机制方面，《办法》设计了创新性的结算安排。送出省上网电价基于省内市场交易价格加上系统运行费确定，受入省落地电价则参照省间现货市场价格上限。

价差收益的80%由送出省用户分享，20%由发电企业分享，充分体现“谁支援、谁获利”原则。这一分配机制明确了储能作为发电侧设施参与应急调度的收益权，为投资方提供了清晰预期。

特别值得关注的是，应急调度电量不纳入辅助服务费用分摊及偏差电量考核，显著降低了储能参与的系统成本，提升了项目的经济可行性。

据了解，应急调度在近年电力保供中已发挥关键作用，单日最大消除电力缺口超过1300万千瓦。新规通过统一制度设计，细化组织实施流程、明确各方权责，将进一步提升跨省跨区电力应急协调的系统性和规范性。

截至今年8月，国家电网统一协调调用的新型储能规模巨大，可调最大电力达6423万千瓦，相当于近3座三峡电站的容量，为夏季晚间高峰时段的负荷最大时段提供了强大支撑。

此外，甘肃已集合风光水火储，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。

业内专家指出，上述政策实施后，储能项目不仅可在本省电力市场中获得收益，还能通过跨省跨区应急调度机制参与全网资源优化配置，获得额外收益渠道。预计将激发电网公司及发电企业投资建设储能设施的积极性，加速推动新型储能技术在电力系统中的应用普及，为构建新型电力系统提供关键支撑。

原文标题:国家层面电力应急调度新规出台！储能或为最大赢家