12家储能企业被集体约谈，标志着储能行业从过去“重建设、轻运行”的装机规模扩张，转向“严监管、强运营”的规范发展。

近日，新疆能源监管办对辖区12家不服从调度命令、超计划充放电的储能企业开展集体约谈。

新疆能源监管办通报指出，部分独立储能、配建储能企业法规意识淡薄，无视调度命令擅自偏离调度曲线、超指令发电上网，此类违规行为极易造成电网运行参数波动，给电网安全稳定运行带来潜在风险。

通报引起业内强烈关注，受访的业内专家一致认为，12家储能企业被集体约谈，涵盖了独立储能和新能源配建储能，这标志着储能行业从过去“重建设、轻运行”的装机规模扩张，转向“严监管、强运营”的规范发展。

违规并非偶然现象

从此次新疆的通报来看，问题存在多样化。最常见的违规是，超计划超额放电，获取多发电上网的超额收益。此外，企业为了加大放电，擅自偏离调度运行曲线，干扰调度全局部署。有的企业还存在选择性执行指令的情况。

集中约谈储能违规，并非偶然事件。此前，其他地方也存在同类问题，只是未集中曝光。

清华大学能源互联网创新研究院副研究员孟垚对《中国能源报》记者表示，此次新疆的集中约谈暴露出储能行业“重建设落地、轻运行合规、重市场套利、轻系统责任”的阶段性共性问题，行业普遍忽视储能保障电网安全、维系电力系统平衡的公共属性，过度追求市场化收益。

孟垚分析，具体违规运行问题主要分为四类。一是调度纪律意识淡薄，选择性执行调度指令。部分储能参与主体实践中更多聚焦储能电站的市场化收益空间，对其服务电力系统调节、保障系统安全稳定运行的公共属性重视程度不足。电网需储能充电消纳富余新能源、平抑电网波动时，消极执行调度指令，存在少充、不充的情况；在现货电价高位、辅助服务收益较高的时段，无视调度限发要求，违规超额放电，优先追逐企业经济效益，违背电网调度运行规则。

二是存在超出调度计划运行的情况，对电网功率平衡造成不利影响。部分储能主体未能严格按照日前、日内调度审定的充放电曲线执行运营，存在自主调整设备出力、变更充放电时序的现象。其中，超出调度指令上网发电表现相对突出，同时还存在压缩充电时长、随意调整运行工况等情形，容易偏离电网预设的功率平衡安排，对区域电网的稳定运行带来潜在安全压力。

三是运行计划申报精细化水平有待提升，源头协同管控存在短板。部分主体在充放电计划申报环节科学性、严谨性不足，存在申报方案偏于粗放、数据质量有待提升的情况；同时存在频繁、大幅度临时调整运行计划的现象，申报信息与电站实际运行工况偏差较大，易在源头层面影响电网调度预判，加大全网电力平衡与系统调控难度。

四是场站运维管理规范化不足，闭环管控存在薄弱环节。部分储能电站自控系统与调度指令之间的刚性联动机制尚不完善；部分项目运维团队专业能力存在提升空间，内部管理制度有待健全，针对运行偏差的日常管控未能充分落地。

储能企业优先追逐企业经济效益的违规行为，严重违背电网调度运行规则。

国家能源局一位不愿具名的人士对《中国能源报》记者表示，储能违规行为对电网运行构成了实实在在的威胁。在新疆高比例新能源、低转动惯量的电网结构下，功率失衡会更快引发频率越限，挤压电网安全裕度。大规模储能集群集中超计划充放电，会造成局部节点功率剧烈波动，带来母线电压越限风险，特别是在南疆储能高度集中的区域，局部电网网架相对薄弱，无序充放电更容易引发电压波动。

违规企业通过超计划放电获取超额收益，还会对合规运行企业形成不公平竞争，造成市场结算、调度运行数据失真，破坏电力市场信用基础。

违规背后是利益博弈

此次约谈暴露出的矛盾，并非单一技术问题或企业主观违规问题，而是多重因素叠加引发的复合型问题。上述专家强调，“此次储能项目暴露的核心症结，是经济性失衡的深层行业问题。多数项目看似存在调度执行不规范、充放电计划偏差等表层违规现象，究其根源是项目盈利模型脆弱，在现有规则与市场机制下难以良性运营，最终衍生出各类合规偏差。若仅聚焦表面违规问题开展整改，不破解行业经济性底层矛盾，同类问题后续仍会在各地反复出现”。

众所周知，储能盈利模式高度依赖峰谷价差套利，大量新能源配储属于政策倒逼配套，而非商业回报投资。储能兼具电源与负荷双重属性，但现有市场规则多沿用传统同步电源框架，容量价值缺少稳定回收渠道，形成成本企业内部承担、电网安全收益全社会外溢的格局，缺少“调得动、用得好”的正向激励。孟垚分析：“储能投资承担全部电池衰减、设备折旧成本，但储能带来的电网安全收益由全社会共享，企业缺乏长期高质量运行的经济激励，响应电网调度的内生动力不足。”

一位储能行业研究者从机制设计角度指出，“新疆存量储能原有按放电量核算容量补偿，这存在漏洞，容易诱发企业通过偏差放电套利。今年新疆调整了该机制，新建项目情况有望得到改善。”

除了经济性因素，调度体系与技术标准层面的适配不足也是重要原因。孟垚表示，现有调度、仿真校核体系根植于同步发电机组，针对储能接入诱发的新型电网稳定风险，研判与分析能力仍存在短板。多数配储资产产权归属新能源场站，调度机构对储能调用权限、执行优先级缺少刚性制度约束，容易出现套利优先于电网安全的现象。部分储能场站可观、可测、可控落实不到位，上报运行数据失真，导致系统备用裕度评估出现偏差。

此外，现行标准更多聚焦设备出厂、工程竣工验收，缺少投运后电池衰减复测、BMS控制策略校验等强制性运行期管控要求。产业快速扩张下低价竞标盛行，部分项目设备降配，还存在私自修改储能控制参数的情况，纸面参数达标，但实际运行性能难以满足电网安全需要。“而且新能源开发商、独立储能运营商、电网企业诉求不一致，部分新能源配储项目首要目标是完成并网配套指标，而非发挥调节能力。储能装机增速远超专业运维供给，部分企业压缩运维投入，透支设备寿命。”孟垚表示。

打通多重价值变现通道

解决储能与电网的协同问题，不能仅靠监管处罚，更需要构建容量保底、市场增益、绩效挂钩的储能收益体系，打通多重价值变现通道，推动容量政策、辅助服务市场、电能量市场协同联动，破解储能成本企业内担、系统收益外溢的结构性矛盾。

在政策层面，优化容量电价、辅助服务市场的分类化、绩效化设计是关键。孟垚建议：“容量电价实施分类施策、清单管理，区分独立储能与新能源配储。独立储能的容量电价重点覆盖固定资产投入，但补偿不能简单按装机规模核算，要与可用容量、调度指令执行率等运行绩效挂钩，考核不达标相应扣减容量电费，倒逼储能保持真实可调度能力。”

对于新能源配储，业内认为，不宜对全部配套装机给予容量补偿，仅对剥离出来、交由电网统一调度的共享开放容量予以补偿，避免“为指标建设、无法调用”的储能获取容量收益。辅助服务市场方面，需要丰富适配储能特性的品种，新增快速调频、惯量支撑、电压支撑等新型服务。同时，规则设计要兼顾电池循环衰减成本，允许报价合理体现损耗，落实“谁受益、谁承担”的成本分摊机制。

在市场建设层面，孟垚建议，理顺多市场耦合关系，统筹电能量、容量、辅助服务市场衔接，建立储能容量确权机制，防范同一容量重复计价、一容多售，清晰界定同一时段储能资源用于峰谷套利、容量备用、辅助服务的边界，做到价值叠加但收益不重复核算。此外，强化跨部门政策协同，避免容量政策、并网调度要求相互冲突。

新疆12家储能企业被集体约谈一事，表明我国储能行业正从“催你建”到“管你用”的新阶段。储能行业相关政策、监管规则仍处于持续优化过程中，现有规则体系会随着产业模式升级而不断修正完善。