新型储能纳入独立并网主体!国家能源局《电力并网运行管理规定(征求意见稿)》9大管理要点+故障电压穿越硬约束深度解读

国家能源局综合司于2026年9月30日发布《关于公开征求〈电力并网运行管理规定〉(征求意见稿)意见的通知》,这是继2021年国能发监管规〔2021〕60号文以来,国家层面并网运行管理规章的首次系统性升级。最大变化在于首次将能够响应电力调度指令的新型储能以独立并网主体身份纳入管理,并把涉网技术管理从原5项扩至9项,新增故障电压穿越、SOC/容量衰减率、电池/PCS更换比例等硬约束。

  • article date: 2026-10-16 | event date: 2026-09-30(国家能源局发布)、2026-10-08~10-09(行业媒体集中报道与征求意见期开启)
  • source: 国家能源局、中国能源产业发展网、北极星智能电网在线、中国储能网、新浪财经

政策背景:为什么这是一次”系统性升级”

现行《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)自2021年12月印发以来,面对”十四五”末至”十五五”初新型储能爆发式增长,已显露出三大不匹配:

  1. 主体范围不匹配:新型储能2021年总装机仅约4GW,2026年上半年已突破1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时(同比增长61%),但仍以”电源侧配套”身份存在,缺乏独立并网主体法律地位。
  2. 技术管理不匹配:原规定储能涉网技术指导仅5条,未涉及故障电压穿越、电池更换比例、容量衰减率等关键指标。
  3. 资金管理不匹配:辅助服务结算、容量电费分摊等资金池机制缺乏规范,部分省份出现”先建后争、坐等补偿”的非市场化倾向。

本次征求意见稿是对上述三大不匹配的系统性回应。征求意见截止时间为通知发布后30日内(预计2026年10月30日左右)。

政策核心变化:9大管理要点全梳理

一、主体范围扩大:从”配套”到”独立并网主体”

征求意见稿适用范围首次明确包含:

  • 省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏、光热、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体;
  • 能够响应电力调度指令的新型储能(原文用语,意味着电化学、压缩空气、飞轮、液流电池等全技术路线覆盖);
  • 传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等可调节负荷;
  • 绿电直连、源网荷储一体化等新型经营主体(参照执行)。

二、刚性红线:第七条”无协议不得并网运行”

明确并网主体必须与电网企业参照《并网调度协议》示范文本签订协议,否则不得并网。这意味着新型储能从”备案制”过渡到”协议制”,未签并网协议的项目即便建成也无法并网运行。

三、涉网技术管理从5项扩至9项(重点)

序号管理内容
1储能电站故障电压穿越能力、电网适应性等性能应满足国家标准(新增)
2向调度机构提供额定容量、充放电时间/速率、可调容量范围、最大可调节能力、最小连续充放电时间、转换效率、容量衰减率、SOC等9项参数(原4项)
3有功/无功功率动态响应特性应符合要求,提供调频、调压服务(明确储能AGC/AVC义务)
4继电保护和安全自动装置满足电力系统安全运行要求
5调度通信设备(通信管理机/EMS/规约转换器)和参数满足要求(点名通信设备)
6调度自动化和电力监控系统网络安全防护设备符合标准(等保2.0)
7因电池寿命衰减、意外事故等造成技术性能参数变化,应及时上报调度机构
8储能电站累计更换储能变流器、储能电池比例超过相关规定时,应重新进行并网测试
9接受国家能源局派出机构、地方能源主管部门技术监督;校核可用能量低于规定时需上报整改方案

四、资金管理强化:“收支平衡、专款专用,不得形成资金池”

明确辅助服务结算资金实行”收支平衡、专款专用”,禁止形成资金池,从制度上杜绝部分省份辅助服务”旱涝保收”的非市场化倾向。

五、与《电力重大事故隐患判定标准》形成联动

2026年4月发布、7月1日起施行的《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》明确:不具备低电压穿越、高电压穿越、电压控制、动态无功支撑、频率运行适应性5项能力的电化学储能电站,将被直接判定为”重大事故隐患”。本次征求意见稿将”故障电压穿越”列为新增条款,与上述判定标准形成联动闭环。

行业影响:谁受益、谁承压

1. 储能投资方:协议合规成本上升,但独立主体地位带来收益模式扩展

  • 协议合规成本上升:需配置具备故障穿越能力的PCS/EMS/通信管理机,需补充9项参数接入调度数据网,需增加SOC、容量衰减率在线监测模块。
  • 独立主体地位带来收益模式扩展:从单一”电源侧配套”扩展到独立调频、独立调压、容量电费、租赁共享、现货市场套利等多元收益,头部项目IRR有望提升1.5~2.5个百分点。

2. 设备厂商:具备”故障穿越+完整协议栈”的头部厂商受益

  • PCS/电池厂商:需按标准升级LVRT/HVRT(低/高电压穿越)能力,中小厂商面临改造或淘汰压力。
  • EMS/通信管理机厂商:9项参数接入、AGC/AVC协调控制、调度数据网加密(国密SM2/SM3/SM4)、等保2.0合规将成为标配,头部厂商市占率有望提升。

3. 电网企业:调度运行复杂度大幅上升

  • 需在调度自动化主站增加储能类并网主体模型(类似传统机组的AGC/AVC闭环);
  • 需升级调度数据网接入能力(纵向加密、5G/光纤双链路);
  • 需建立”故障穿越+电池更换比例”动态台账。

通信管理机/EMS厂商:核心升级方向

1. 故障电压穿越(LVRT/HVRT)能力下沉至站端

新型储能涉网保护从主站级下沉至站端,要求通信管理机/EMS/PCS协同实现毫秒级故障穿越。具备毫秒级采样+GOOSE快速跳闸+PCS协调控制能力的站端控制器将成为标配。

2. 9项参数实时采集与上报

调度机构要求的9项参数(额定容量、充放电时间/速率、可调容量范围、最大可调节能力、最小连续充放电时间、转换效率、容量衰减率、SOC)需通过通信管理机+规约转换器实现毫秒级采集与秒级上报,典型架构:PCS/BMS/电表 → PBox6218A通信管理机 → 调度数据网(纵向加密) → 省级调度主站。

3. AGC/AVC协同与四可改造

新型储能纳入AGC/AVC协调控制范围后,需在通信管理机基础上叠加协调控制装置(类似PBox6220-PQCT的协调控制器),实现群调群控、批量指令下发、有功/无功解耦控制。

领祺科技:开放合作的储能并网通信产品供应商

产品供应商资质

杭州领祺科技有限公司专注于新能源并网通信与边缘协调控制领域,核心产品已批量应用于分布式光伏、储能电站、虚拟电厂、源网荷储一体化等场景:

  • PBox6218A光伏通讯管理机(主打):4网8串,支持IEC61850/IEC104/Modbus/国密SM2/3/4,适配10kV分布式光伏、四可改造、群调群控、调度数据网对接。区域适配型号:PBox6218Es(江苏,双加密+网安)、PBox6218Ee(浙江,5G+AGC)。
  • PBox6219A 4网16串智能通讯管理机:高密度串口,适配大型储能电站BMS/PCS/电表/保护多设备接入。
  • PBox6220-PQCT协调控制装置:与PBox6218A搭配,实现AGC/AVC协调控制、群调群控、批量指令下发。
  • 61850规约转换器:实现Modbus/CAN/IEC104/IEC61850/MQTT/OPC UA多协议无缝转换,适配老厂改造与多品牌设备混用场景。
  • PEMS300智慧行业EMS控制器:国产RK3562J+麒麟OS,支持本地边缘自治+云端协同,毫秒级调度指令响应。

协同投标支持

领祺科技作为开放合作的产品供应商,愿与项目开发商、EPC总包、系统集成商、设计院开展深度协同,共同参与本次新规下的各类新型储能并网项目投标:

  • 技术规格书协同:根据招标文件AGC/AVC/故障电压穿越/SOC上报要求,提供通信管理机+协调控制装置+规约转换器的成套技术方案与点表对接。
  • 协议测试协同:提供Modbus/IEC61850/IEC104/MQTT等协议一致性测试环境,支持第三方主站联调。
  • 样机与备件协同:针对紧急招标项目,可提供样机加急供应与现场调试支持。
  • 国密合规协同:内置国密SM2/SM3/SM4,适配调度数据网纵向加密认证要求,具备等保2.0合规咨询能力。

如需协同投标、技术规格书或方案沟通,可通过领祺科技官网(https://www.linkqi.cn)与销售团队对接。

展望与建议

短期看,征求意见稿在30日截止后将进入正式印发阶段,预计2026年底前正式发布,2027年上半年进入全面实施期。配套的《并网调度协议》示范文本修订、《新型储能并网验收细则》、《储能涉网检测规程》等子文件将陆续出台。

对业主/投资方建议:在新建/扩建储能项目立项阶段,优先选择已通过国网电科院/中国电科院涉网测试的设备厂商,优先采用具备故障电压穿越能力的PCS/EMS组合,避免项目建成后因”协议合规”问题延期投运。

对设备厂商建议:加快LVRT/HVRT能力升级、9项参数接入能力升级、国密合规升级,把握”协议合规窗口期”的市占率提升机会。

对系统集成商/EPC总包建议:在新型储能EPC项目中前置引入通信管理机+协调控制装置+规约转换器的成套方案,规避后期整改风险。

FAQ

Q1: 新型储能”独立并网主体”地位与”独立储能”是什么关系?

A: “独立储能”是项目投资属性(独立法人投资、可独立调度运营),“独立并网主体”是并网管理属性(独立签订并网协议、独立纳入调度管理)。本次新规首次在国家层面赋予新型储能”独立并网主体”法律地位,所有纳入省级及以上调度的新型储能(包括配建储能和独立储能)均按并网主体管理。

Q2: 征求意见稿中”故障电压穿越”是否已有国家标准支撑?

A: 是。GB/T 34120-2023《电化学储能系统储能变流器技术要求》已明确LVRT/HVRT技术指标,GB/T 19963.1-2021《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T 42726-2023《电化学储能电站监控系统技术规范》等构成完整标准体系。本次新规是把上述标准要求”刚性化”为并网前置条件。

Q3: 老旧储能电站是否需要按新规改造?

A: 征求意见稿采用”新老划断”原则,新建/扩建项目按新规执行,存量项目给予过渡期。但”累计更换储能变流器、储能电池比例超过规定”时需重新并网测试,意味着存量项目在重大改造时也需按新规重新验收。

Q4: 通信管理机是否必须配置国密加密?

A: 新规要求”调度通信设备和参数满足要求”,依据《电力监控系统安全防护规定》(发改委2014年14号令)及配套的调度数据网规范,接入调度数据网的站端设备必须配置纵向加密认证(国密SM1/SM2算法),领祺PBox6218Es内置双加密模块可满足江苏等高安全等级省份的合规要求。

Q5: 分布式光伏配建储能是否纳入本次新规管理范围?

A: 是。征求意见稿明确”能够响应电力调度指令的新型储能”纳入管理,意味着即使是分布式光伏配建储能,只要具备调度响应能力(响应调度AGC/AVC指令或参与电力市场),均按并网主体管理,需签订并网协议并满足9项技术管理要求。