作为电力系统的充电宝——储能可以在弃风、弃光时削峰填谷，提升电力系统灵活性和可靠性。在高比例可再生能源消纳压力下，储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，是构建新型能源体系不可或缺的关键技术。目前，超过20个省市要求新能源项目配置10%—20%、时长1—4小时的储能，并将其作为可再生能源并网或核准的前置条件。此举催热储能市场的同时，也加重了发电企业的负担。新能源配储等效利用系数仅为6.1%，花大价钱建设的储能项目白白沦为摆设。

一配了之、配而不用，新能源强配储能的合理性备受质疑。业内多次呼吁，新能源配储不能简单“一刀切”，应停止强制措施，配不配、怎么配交给市场选择。知情人士日前向《中国能源报》记者证实，这一呼声此次得到了主管部门的高度重视，相关部门正在研究叫停新能源强制配储政策，优化储能调度运行机制，切实让储能发挥出价值。

政策带来储能规模化市场

新能源强制配储从何而来?早在2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。2019年，我国首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50兆瓦/100兆瓦时的磷酸铁锂电池储能项目投入运行。

从2020年开始，国家层面出台多项政策意见，明确建立健全清洁能源消纳长效机制，鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、储能等电源配置。提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。各省区市政府、电网在执行过程中，进一步对储能配置规模、时长等因素提出明确要求，多地“一刀切”将配建储能作为新能源建设的前置条件，由鼓励引导到强制配储，原本心照不宣的并网规则“由暗转明”。比如，湖南28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6 兆瓦/777.2兆瓦时储能设备,与风电项目同步投产，配置比例为20%左右;辽宁明确优先考虑附带储能设施，有利于调峰的风电项目。

在政策的带动下，2020年“新能源+储能”驶入发展元年，当年电化学储能项目的装机规模逆势上升，达到4.7吉瓦，超过2019年新增投运规模的1.6倍。储能自此驶入发展快车道。

中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模59.8吉瓦，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10吉瓦，达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时。全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67吉瓦。

繁荣背后尚存隐忧

储能市场火热的背后，既有客观需求，也有跟风成分。

华北电力大学教授郑华对记者表示，新能源强配储能主要出于两方面考量：“十四五”期间，随着新能源占比的增加，多数省区电网会出现短时调峰缺口，需要储能发挥支撑作用;在“双碳”目标及经济环境压力下，新能源成为地方政府炙手可热的经济抓手，储能重要性凸显。

然而，现阶段储能究竟发挥了多大作用，却颇受质疑。2022年11月，中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，新能源配储能利用率低，新能源配储能等效利用系数仅为6.1%，这意味着大多数储能设施沦为摆设。

持续增加短时储能规模，并不能带来新能源利用率的提升。国网能源院能源战略与规划研究所主任工程师张富强对《中国能源报》记者表示，在新能源高渗透率的情况下，增加日调节储能对新能源消纳的提升效用将逐渐减弱，新能源利用率将随储能规模增加而趋于“饱和”。以西北某省为例测算，假设该省2025年储能规模由0增加到800万千瓦，这个过程中新能源利用率可以提升3.4个百分点。如果储能规模再增加1倍至1600万千瓦，其新能源利用率只能提升0.37个百分点。“解决新能源消纳问题，不能过于依赖配建储能，而要遵循系统观念，发挥多种调节资源促消纳的作用。”

毋庸置疑，配建储能对于企业而言是一笔巨大的成本负担。统计数据显示，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%—10%;风电场配建同样容量的储能项目，初始投资成本将增加15%—20%，内部收益率降低0.5%—2%不等。

“为完成并网要求，有企业先小比例把配置储能‘堆’起来，有的甚至拖着不建。”“反正建了也不用，就买个最便宜的产品。”“我们储能设备基本快放坏了，把社会资金投到无用的地方空转。这肯定不是投建的初衷。”多位业内人士向记者坦言，在投资压力和利用率不高的情况下，发电企业对新能源强制配储颇为无奈。

强扭的瓜不甜。把配置储能的责任强塞给发电企业也并非长远之计。远景集团高级副总裁田庆军坦言，新能源强配储能的确把这两年的储能市场带热了，但是新能源强配储能对行业未来而言却是利空。强配储能导致储能利用率低，成为沉没资产，大家在追求低价而非高质量，储能没有发挥价值。新能源强制配储带来大量廉价低质储能泛滥、配储利用率不足、调度可用性差等问题。

保持储能政策的有序衔接

“我国可再生能源装机总量已超过煤电装机，随着装机规模的进一步提高，必然面临电力系统调节能力不足问题。在碳达峰碳中和目标下，储能是新型电力系统的关键支撑技术。”华能清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义对《中国能源报》记者表示，建设储能是必要的，问题的关键在于怎么建，如何提高储能的利用率。

事实上，储能调度对电网而言是一门新课题。“原来有500个新能源场站，现在再配500个储能设施，就有1000个调度对象。对于电网调度来说，整个控制模式和控制逻辑会变得非常复杂。”国网陕西省电力公司调度中心总工王康向《中国能源报》记者坦言，不是电网不愿意调，而是调用需求没有那么大，很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测算，这显然放大了电网的调用需求。此外，早期的储能只有充放电功能，不具备稳定支撑等构网型能力，同时单体规模较小，对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低，限制了其应用范围。很多场站的储能产品质量和安全性良莠不齐，可用率偏低，即使电网有调用需求，储能设施也未必能派上用场。

作为国家战略性新兴产业，各省市明确新能源配储目标，在一定程度上为行业高速增长“托底”。若政策突然调整，势必对储能行业短期增速带来冲击。

郑华提醒，新型储能尚未形成有效的市场需求与可预期的收益，仍处于起步阶段。简单地退出会给产业、行业带来巨大的风险，要整体协同、各层次的政策与机制有效衔接，建立明确的退出机制，给产业一个可预期的市场环境。建立税收、财政、土地、技术、市场等多维度、多层次的立体措施，保障新型储能产业的可持续发展，打造储能产业“新名片”。

建立长效市场机制

储能是必要的，问题出在“强配”。业内人士分析指出，新能源强制配储本质上是一种计划手段，并不是一条长远之路，长效的市场机制才是储能行稳致远的根本保障。

郑华指出，新能源配储要因地制宜、寻真求是。从“真”需求角度出发，结合各地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性等因素，明确细化当地电力电量平衡中灵活性资源“家底”与各时间尺度下的真实需求，定期发布，让产业有真实预期，避免盲目投建、浪费资源;从“真”机制角度出发，要明确新型储能的具体身份、并网要求，形成可预期的收益模式与保障机制，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源。

“新能源上网带来的问题，应该交由新能源自己解决，调节资源怎么建、建多少，要根据自身需求合理布局。”刘明义建议，储能应回归新能源场站，由新能源场站自主调配，电网依旧保持原有的对新能源场站的调度模式，不参与配套储能电站的调度，只对新能源场站的输出功率、功率预测、一次调频等指标进行整体考核即可。

与此同时，应逐步扩大独立储能、共享储能比例。“共享储能既能解决单一场站投资规模大、运维成本高、利用率低的问题，又能避免储能过于分散、作用不明显、调度业务量成倍增长的问题，还能将储能配置在电网最优位置，实现功效最大化。”王康指出，科学测算储能的配置需求，以电网正常运行方式为边界计算最优配置规模。在能量时空迁移以外拓展储能的新功能，统筹解决新能源调峰和断面受限，以及送端弱电网短路比低、稳定性差，受端电网通道短时重过载等问题，发挥其双向调节、响应速度快的优势，拓展调频等方面的应用。提高储能自身产品质量和安全水平，丰富可提供的服务品种，拓宽储能回本获利的渠道。

“应以市场化机制引导储能产业健康发展。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，要鼓励发电企业合理配置储能并参与电力市场交易，并做好接网服务。同时，加强针对电源侧储能的并网管理，参照常规电源接入管理办法，纳入相应调度机构管理，实现可观、可测、可控。

储能的本质是交易，其价值要在电力市场的动态交易中体现。随着电力机制改革的深入，储能市场导向已经开始发生变化，部分地区新型储能开始参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得多重收益。在市场机制不断完善的未来，储能不仅会“建起来”，还会真真切切地“用起来”。