作為電力系統的充電寶——儲能可以在棄風、棄光時削峰填谷，提升電力系統靈活性和可靠性。在高比例可再生能源消納壓力下，儲能被視為應對新能源大規模并網和消納的重要手段，是構建新型能源體系不可或缺的關鍵技術。目前，超過20個省市要求新能源項目配置10%—20%、時長1—4小時的儲能，并將其作為可再生能源并網或核準的前置條件。此舉催熱儲能市場的同時，也加重了發電企業的負擔。新能源配儲等效利用系數僅為6.1%，花大價錢建設的儲能項目白白淪為擺設。

一配了之、配而不用，新能源強配儲能的合理性備受質疑。業內多次呼吁，新能源配儲不能簡單“一刀切”，應停止強制措施，配不配、怎么配交給市場選擇。知情人士日前向《中國能源報》記者證實，這一呼聲此次得到了主管部門的高度重視，相關部門正在研究叫停新能源強制配儲政策，優化儲能調度運行機制，切實讓儲能發揮出價值。

政策帶來儲能規模化市場

新能源強制配儲從何而來?早在2017年，青海省發改委印發《2017年度風電開發建設方案》，要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置。2019年，我國首個真正意義上的“風電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優化示范工程50兆瓦/100兆瓦時的磷酸鐵鋰電池儲能項目投入運行。

從2020年開始，國家層面出臺多項政策意見，明確建立健全清潔能源消納長效機制，鼓勵送端地區全網優化水電、風電、光伏、儲能等電源配置。提高電力系統調節能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。各省區市政府、電網在執行過程中，進一步對儲能配置規模、時長等因素提出明確要求，多地“一刀切”將配建儲能作為新能源建設的前置條件，由鼓勵引導到強制配儲，原本心照不宣的并網規則“由暗轉明”。比如，湖南28家企業承諾配套新能源項目總計建設388.6 兆瓦/777.2兆瓦時儲能設備,與風電項目同步投產，配置比例為20%左右;遼寧明確優先考慮附帶儲能設施，有利于調峰的風電項目。

在政策的帶動下，2020年“新能源+儲能”駛入發展元年，當年電化學儲能項目的裝機規模逆勢上升，達到4.7吉瓦，超過2019年新增投運規模的1.6倍。儲能自此駛入發展快車道。

中關村儲能產業技術聯盟統計數據顯示，截至2022年底，我國已投運電力儲能項目累計裝機規模59.8吉瓦，占全球市場總規模的25%，年增長率38%。新型儲能繼續高速發展，累計裝機規模首次突破10吉瓦，達到13.1吉瓦/27.1吉瓦時。全國已有26個省市規劃了“十四五”時期新型儲能的裝機目標，總規模接近67吉瓦。

繁榮背后尚存隱憂

儲能市場火熱的背后，既有客觀需求，也有跟風成分。

華北電力大學教授鄭華對記者表示，新能源強配儲能主要出于兩方面考量：“十四五”期間，隨著新能源占比的增加，多數省區電網會出現短時調峰缺口，需要儲能發揮支撐作用;在“雙碳”目標及經濟環境壓力下，新能源成為地方政府炙手可熱的經濟抓手，儲能重要性凸顯。

然而，現階段儲能究竟發揮了多大作用，卻頗受質疑。2022年11月，中國電力企業聯合會發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》指出，新能源配儲能利用率低，新能源配儲能等效利用系數僅為6.1%，這意味著大多數儲能設施淪為擺設。

持續增加短時儲能規模，并不能帶來新能源利用率的提升。國網能源院能源戰略與規劃研究所主任工程師張富強對《中國能源報》記者表示，在新能源高滲透率的情況下，增加日調節儲能對新能源消納的提升效用將逐漸減弱，新能源利用率將隨儲能規模增加而趨于“飽和”。以西北某省為例測算，假設該省2025年儲能規模由0增加到800萬千瓦，這個過程中新能源利用率可以提升3.4個百分點。如果儲能規模再增加1倍至1600萬千瓦，其新能源利用率只能提升0.37個百分點。“解決新能源消納問題，不能過于依賴配建儲能，而要遵循系統觀念，發揮多種調節資源促消納的作用。”

毋庸置疑，配建儲能對于企業而言是一筆巨大的成本負擔。統計數據顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%—10%;風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%—20%，內部收益率降低0.5%—2%不等。

“為完成并網要求，有企業先小比例把配置儲能‘堆’起來，有的甚至拖著不建。”“反正建了也不用，就買個最便宜的產品。”“我們儲能設備基本快放壞了，把社會資金投到無用的地方空轉。這肯定不是投建的初衷。”多位業內人士向記者坦言，在投資壓力和利用率不高的情況下，發電企業對新能源強制配儲頗為無奈。

強扭的瓜不甜。把配置儲能的責任強塞給發電企業也并非長遠之計。遠景集團高級副總裁田慶軍坦言，新能源強配儲能的確把這兩年的儲能市場帶熱了，但是新能源強配儲能對行業未來而言卻是利空。強配儲能導致儲能利用率低，成為沉沒資產，大家在追求低價而非高質量，儲能沒有發揮價值。新能源強制配儲帶來大量廉價低質儲能泛濫、配儲利用率不足、調度可用性差等問題。

保持儲能政策的有序銜接

“我國可再生能源裝機總量已超過煤電裝機，隨著裝機規模的進一步提高，必然面臨電力系統調節能力不足問題。在碳達峰碳中和目標下，儲能是新型電力系統的關鍵支撐技術。”華能清潔能源技術研究院儲能研究所所長劉明義對《中國能源報》記者表示，建設儲能是必要的，問題的關鍵在于怎么建，如何提高儲能的利用率。

事實上，儲能調度對電網而言是一門新課題。“原來有500個新能源場站，現在再配500個儲能設施，就有1000個調度對象。對于電網調度來說，整個控制模式和控制邏輯會變得非常復雜。”國網陜西省電力公司調度中心總工王康向《中國能源報》記者坦言，不是電網不愿意調，而是調用需求沒有那么大，很多儲能項目在前期論證階段，都按照電網中新能源最大棄電規模進行調用情況測算，這顯然放大了電網的調用需求。此外，早期的儲能只有充放電功能，不具備穩定支撐等構網型能力，同時單體規模較小，對調峰棄電、斷面受限等問題的解決貢獻度偏低，限制了其應用范圍。很多場站的儲能產品質量和安全性良莠不齊，可用率偏低，即使電網有調用需求，儲能設施也未必能派上用場。

作為國家戰略性新興產業，各省市明確新能源配儲目標，在一定程度上為行業高速增長“托底”。若政策突然調整，勢必對儲能行業短期增速帶來沖擊。

鄭華提醒，新型儲能尚未形成有效的市場需求與可預期的收益，仍處于起步階段。簡單地退出會給產業、行業帶來巨大的風險，要整體協同、各層次的政策與機制有效銜接，建立明確的退出機制，給產業一個可預期的市場環境。建立稅收、財政、土地、技術、市場等多維度、多層次的立體措施，保障新型儲能產業的可持續發展，打造儲能產業“新名片”。

建立長效市場機制

儲能是必要的，問題出在“強配”。業內人士分析指出，新能源強制配儲本質上是一種計劃手段，并不是一條長遠之路，長效的市場機制才是儲能行穩致遠的根本保障。

鄭華指出，新能源配儲要因地制宜、尋真求是。從“真”需求角度出發，結合各地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性等因素，明確細化當地電力電量平衡中靈活性資源“家底”與各時間尺度下的真實需求，定期發布，讓產業有真實預期，避免盲目投建、浪費資源;從“真”機制角度出發，要明確新型儲能的具體身份、并網要求，形成可預期的收益模式與保障機制，通過價格信號激勵市場主體自發配置儲能資源。

“新能源上網帶來的問題，應該交由新能源自己解決，調節資源怎么建、建多少，要根據自身需求合理布局。”劉明義建議，儲能應回歸新能源場站，由新能源場站自主調配，電網依舊保持原有的對新能源場站的調度模式，不參與配套儲能電站的調度，只對新能源場站的輸出功率、功率預測、一次調頻等指標進行整體考核即可。

與此同時，應逐步擴大獨立儲能、共享儲能比例。“共享儲能既能解決單一場站投資規模大、運維成本高、利用率低的問題，又能避免儲能過于分散、作用不明顯、調度業務量成倍增長的問題，還能將儲能配置在電網最優位置，實現功效最大化。”王康指出，科學測算儲能的配置需求，以電網正常運行方式為邊界計算最優配置規模。在能量時空遷移以外拓展儲能的新功能，統籌解決新能源調峰和斷面受限，以及送端弱電網短路比低、穩定性差，受端電網通道短時重過載等問題，發揮其雙向調節、響應速度快的優勢，拓展調頻等方面的應用。提高儲能自身產品質量和安全水平，豐富可提供的服務品種，拓寬儲能回本獲利的渠道。

“應以市場化機制引導儲能產業健康發展。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇表示，要鼓勵發電企業合理配置儲能并參與電力市場交易，并做好接網服務。同時，加強針對電源側儲能的并網管理，參照常規電源接入管理辦法，納入相應調度機構管理，實現可觀、可測、可控。

儲能的本質是交易，其價值要在電力市場的動態交易中體現。隨著電力機制改革的深入，儲能市場導向已經開始發生變化，部分地區新型儲能開始參與現貨市場，獨立儲能可以通過現貨套利、容量租賃、容量電價補償獲得多重收益。在市場機制不斷完善的未來，儲能不僅會“建起來”，還會真真切切地“用起來”。