赶年底并网 储能遇上一道“隐形关”

记者 王雅洁

进入2026年四季度，一些储能电站（新型储能项目）正在等一场“考试”，那便是涉网试验。

一位省级电网调度机构人士告诉经济观察报记者，其所在省份待做涉网试验的储能电站项目增多，已经出现排队情况。项目上的设备已经安装完毕，只等电网安排涉网试验窗口。如果涉网试验现场发现问题，项目整改后还要重新申请。

这场“入职考试”（即涉网试验），要检验储能电站能不能听懂电网指令，能不能及时调整充放电，并且准确报告还剩多少电。目前，该省尚未出现储能电站涉网试验大面积积压，但留给年底投产项目的时间正在缩短。

这场考试之所以在年底前骤然紧张，源于一纸正在征求意见的新规。国家能源局综合司于9月30日发布《电力并网运行管理规定》（征求意见稿）（下称《征求意见稿》），明确“无协议不得并网运行”，并把能够响应调度指令的新型储能纳入管理。而大量储能项目习惯赶在年底并网，以锁定容量补偿与项目现金流节点。年底前可安排的涉网试验窗口，因此变得格外紧张。

截至10月14日，《征求意见稿》仍在公开征求意见。意见征集期限为通知发布之日起30日，将于10月30日结束。协议如何签、试验如何安排，成为受访企业关注的事项。

一家能源央企下属储能企业人士告诉经济观察报记者，电力并网协议谈判和调度机构的试验排期，不完全由业主掌控。如果相关要求进一步严格执行，企业需要把这些工作提前放进项目计划。

采购端也有了变化。另一家交通基建央企下属储能企业某部门负责人说，有央企运营商在技术交流中明确提出，不希望设备运到现场后，因为涉网指标不达标反复整改，耽误并网。

经济观察报记者采访的设备商、运营商和投资者，正在从各自环节重新核算这段时间。

一个项目时间表被改写

上述能源央企下属储能企业的20余个重点项目的并网经历并不相同。

该企业人士介绍，独立储能项目原则上应在并网前推动签署并网调度协议，并尽量把关键涉网试验提前安排。但部分地区受电网对接人力、接入评审周期影响，曾出现先合闸、随后完善协议和试验手续的情况。

新能源配套储能还要跟着主机组的时间表走。为匹配新能源项目投产节点，部分配储单元优先并网，正式协议签署、全套试验收尾随后进行。该企业人士说，这是过去抢节点背景下形成的工程安排。

所谓“抢节点”，是指新能源与储能项目为赶上年底投产、并网时限，优先推动设备并网、把协议与试验手续后置的工程习惯。过去在容量补偿与电价节点驱动下，年底往往成为并网的集中窗口，相关手续常在并网后补齐。

《征求意见稿》提出，及时签订并网调度协议，这份协议关系到电站如何接受调度，以及运行中各方承担什么责任。记者采访中提到的先合闸、后补手续，是受访者介绍的工程实践，并不代表旧规则允许无协议运行。

上述企业人士说，结合河南等地百兆瓦级项目的经验，如果相关要求落地，协议谈判、评审和试验调试都需要更早安排。施工完成后才集中处理这些事项，可能赶不上原定投产时间。

上述调度机构人士介绍，并网调度协议通常由电网企业业务部门牵头，调度机构参与技术条款审核。涉网试验方案审核、现场组织和结果认定，则由调度机构负责。不同电压等级的项目，具体负责单位有所区别。

在他接触的项目中，协议谈判顺利时，谈判约需30个工作日。这并非全国统一办理时限，如果接入条件复杂，或双方对考核结算、异常工况责任存在分歧，谈判时间还会延长。

有些问题在试验方案阶段就会暴露。这些情况与征求意见稿收紧的涉网指标要求直接相关。新规把更多新型储能纳入管理，并对调度接口、性能上报提出明确要求，使前期未对接电网规范的设计更容易在方案阶段暴露问题。上述调度机构人士说，部分项目前期设计没有充分对接电网要求，储能变流器、能量管理系统的接口不满足调度规范，方案需要反复修改。到了现场，厂内模拟没有发现的问题也可能出现，对工期冲击更大。

调度机构已在引导业主把技术对接提前，在接入评审阶段同步明确涉网指标。但即使准备充分，试验仍受电网运行方式约束，无法完全按照业主的施工计划安排。

该企业人士说，一些储能项目的贷款放款、资本金安排与并网投产挂钩。节点延后会扰动资金计划。调试人员驻场时间变长，会增加人力和测试支出，设备需要优化改造时还要追加投入。

这也是企业希望尽早明确执行要求的原因。对于新增项目，上述企业人士希望提前确定各项工作的时序。对于已经运行的电站，他提出应当区分情况，留出补充手续和技术整改的时间。

并网身份

电池装好之后，一座储能电站还需要整套控制系统配合，才能执行电网的指令。

一家国内头部动力电池上市企业的技术负责人告诉记者，单台设备出厂检测合格，拼装到现场后，整套系统仍可能通不过涉网试验。不同厂家的设备组合使用时，跨设备协同尤其容易出现问题。

储能变流器负责电池与电网之间的电能转换。能量管理系统相当于电站的“大脑”，安排充放电。电池管理系统则监测电池状态。它们之间通信不畅，可能造成指令传递延迟，也可能把剩余电量报错。

该技术负责人表示，部分故障电压穿越失效、功率响应滞后问题，与变流器底层控制算法有关。但电池采样不准、系统解析数据出错，也会影响结果，不能只查某一台设备。

所谓故障电压穿越，是指电网电压在规定范围内短时跌落或升高时，电站仍要按要求保持运行。否则，电网发生波动时，储能可能无法提供需要的支撑。

上述交通基建央企下属储能企业相关负责人介绍，企业目前按国家标准及地方电网技术条件，在出厂前开展相关仿真和半实物模拟。后者让真实控制设备接入模拟环境，提前检验它在不同工况下如何反应。

如果涉网验证要求进一步前移，该交通基建央企下属储能企业将增加这类测试投入，把控制参数和数据传输问题尽量留在工厂解决。该负责人强调，厂内模拟不能覆盖真实电网的全部工况，现场实测仍然不可省略。

上述技术负责人则提到，研发需要加强电池管理系统、能量管理系统与变流器的联合验证。电网下发大功率指令时，控制系统还要结合电池剩余电量和健康状态执行，避免过充、过放，加速电池衰减。

这些技术要求背后，是并网管理对储能能力的界定。

《征求意见稿》已将能够响应电力调度指令的新型储能纳入本规定适用对象。

一位参与上述《征求意见稿》讨论的能源专家告诉记者，过去部分新能源配储为满足配套指标建设，硬件齐全，建成后却很少参与调节。统计中的装机，电网未必能调用。

该能源专家说，并网运行管理需要明确这些电站的调度关系、考核规则和安全责任。仅做站内自用、不接受调度调用的储能，适用方式还要结合具体场景判断。完整的市场身份，也需要交易和辅助服务等配套规则衔接。

行业换挡

上述交通基建央企下属储能企业相关负责人说，近半年，独立储能项目业主在技术交流、招标答疑时，会询问调频响应速度、电量上报可靠性，甚至追问过往项目涉网试验的一次通过率。早些年，采购人员更关注容量、价格和交付周期，现在提的问题比过去更细。

需求变化尚未覆盖所有项目。

一家光伏逆变器行业龙头企业的储能业务经理告诉记者，计划参与辅助服务或独立市场交易的新型储能项目，对调度性能要求更高。部分主要承担新能源配套指标的项目，仍然优先考虑成本。该企业在产品端优化变流器控制算法，升级场站能量管理系统与调度主站的接口适配，并提供涉网仿真报告、工况测试数据。对只做站内自用的项目，企业会配置不同方案，避免增加不必要的成本。

上述储能业务经理说，海外不同市场已有各自的并网认证要求，相关交付经验可以参考。国内项目仍须适配各地电网条件，不能直接照搬一套流程。

运营商眼下还要处理存量。上述调度机构人士建议，协议手续尚未补齐的电站，与硬件存在缺陷的电站，应当分类安排整改。具体如何执行，还要依据正式文件确定。

上述参与《征求意见稿》讨论的能源专家说，有关部门正在收集产业链反馈。除过渡期外，企业还关心试验判定标准，以及设备批量更换后达到什么条件需要重新测试。自用储能、源网荷储一体化项目如何适用，也是反馈中的问题。

投资端已经调整尽调重点。储能投资者张薇告诉记者，过去部分项目把12月31日物理并网当作现金流启动节点，协议和试验收尾的风险权重较低。现在她会了解接入条件、协议谈判进度和试验预案，并在测算中增加延期情景。

并网延误会拉长资金占用时间，压低预计投资回报。张薇说，尽调不能只看当地给出多少容量补偿，还要核实项目取得这些收入的条件。

西北地区储能行业从业者周胜民向经济观察报记者介绍，他在陕西接触过已纳入容量补偿清单、却因并网环节受阻迟迟无法运营的项目。申报清单上的收入预期，没有变成实际到账的容量电费。

即便试验通过，项目投运后仍须接受调度考核。周胜民说，容量补偿对应实际运行表现，未按要求出力，可能被扣减补偿。并网测试通过，不能代替此后的履约。

张薇因此会把手续完整程度、调度性能和收益兑现条件放在一起评估。她说，储能资产转让时，买方也会关注这些信息，单看装了多少电池，已经不足以判断项目价值。但如果市场收入不及预期，性能合格的电站同样会承受回报压力。

（应受访者要求，张薇为化名）