强制配储将由“名亡实存”走向“名亡实亡”？

近年来，新能源配储政策带来了储能市场的繁荣，但“一刀切”式的强制配储似乎并不能完全发挥出投资的价值。

国家发展改革委、国家能源局在2021年7月发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（以下简称《通知》）中，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。

《通知》的出发点是促进可再生能源消纳，主基调是“鼓励”“自愿”。但各地在执行过程中，将配建储能作为新能源建设的前置条件，“鼓励引导”逐渐变成“强制配储”。然而，由于新能源储能尚无相对成熟的商业模式，产业链面临诸多不确定性。

正略咨询分析，在“十五五”期间，正是投资布局新型储能产业的黄金窗口期，空气压缩、飞轮、熔融盐、重力、超导磁、超级电容等新型储能技术路线有望多点开花。那么，“十四五”以来受到质疑的风光项目强制配储，是否将由“名亡实存”走向“名亡实亡”？

《通知》指出，在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

可以看出，在国家层面，政策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。

各省区市政府、电网在执行过程中，则进一步对储能配置规模、时长等因素提出要求，如湖南28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6兆瓦储能设备，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。

但事实上，不同地区的电量需求、用电结构、未来负荷变化情况各不相同，“一刀切”的储能配比缺乏科学性，难以发挥投资的价值。

毕马威在《新型储能助力能源转型》报告中指出，当前，新能源企业配储成本主要由企业自身承担，这给企业带来较大压力。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%。

于是，储能行业出现这样的怪象：配储只是为了拿指标，建好之后要么不用，要么用不了。

“反正建了也不用，就买个最便宜的产品。”“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。”“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。”几位业内人士坦言。

一配了之、配而不用，新能源强配储能的合理性备受质疑。

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%。

中电联统计，2022年，电源侧的新能源配储平均运行系数仅为0.06（日均运行1.44小时、年运行525小时）。相比之下，用户侧储能平均运行系数最高，达到0.32（日均运行7.67小时，年运行2800小时）；电源侧储能次之，平均运行系数为0.13（日均运行3.03小时，年运行1106小时）。

较低的新能源配储能利用率，意味着大多数储能设施成为沉没资产。

“虽然储能可以帮助解决新能源消纳问题，但储能成本高的缺点还没有完全解决。”国家发展改革委能源研究所可再生能源中心副研究员刘坚表示，从商业模式上看，要想盈利，就需要提高储能利用率，最好的方法或许是在电源侧进行独立配储并进行共享，这样可以提高运营价值，减少不必要的花费，同时也会减少一些企业为了应付而简单配储的情况。新能源配储政策具有一定的指导意义，因此不能“一刀切”，通过政策改善以及市场机制的灵活应用也可以在经济方面对企业产生更好的效果。

“相当于长江水弄了几个装矿泉水的桶。”华北电力大学教授、中国工程院院士、华北电力大学原校长刘吉臻在2023全球能源转型高层论坛上提出，在大规模新能源消纳的过程当中，储能其实不是万能的。

一开始，光伏配储，或者建立起分布式的源网荷储商业模式，是被看作可再生能源应对消纳瓶颈的良方。

问题就出经济性上。

一般来说，一个地区的储能想要拥有盈利能力，需要满足可以两充两放以及峰谷电价差大于0.7元/千瓦时等条件。

不包含分布式光伏的用户侧储能项目，峰谷价差超过0.7元/千瓦时被视作一个必备的前提条件，低于0.7元这个分界线，就会陷入收回成本的周期过长，甚至是无法收回成本。一旦储能与光伏搭配后，这一峰谷价差需更大，才能同时满足储能以及光伏的盈利需求。

但实际上，很多地方都不具备这些条件。强制配储，不仅无法盈利，还会成为一项成本负担。

同时，储能调度对电网而言也是一门新课题。“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表示，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。

想要提高储能的经济性，需要的是多样化的盈利模式。

中国能源产业发展网首席信息官王进表示，发达的电力市场化国家，无论是电网侧、发电侧，还是用户侧，并没有所谓的“储能强配”，但储能特别是电力储能，都有比较完善的市场机制和盈利模式。

储能的价值要在电力市场的动态交易中体现。新能源发电侧配置储能的商业模式如何跑通，是横亘在行业发展路上的最大难题。由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，新能源强制配储没有经济性。

去年8月1日，《新疆电力市场独立储能参与中长期交易实施细则（暂行）》发布，新疆正式建立独立储能市场化机制。根据国网新疆电力公司调度数据，截至2024年一季度末，已并网新型储能装机规模达545.15万千瓦/1753.85万千瓦时（其中独立储能1家，其余均为新能源配建新型储能），一季度平均利用系数超80%，远超上述仅为6.1%的新能源配储等效利用系数。

今年4月22日，山东能源局发布《关于2024年市场化并网项目名单的公示》，公示了118个项目及其配储要求，项目总规模约10.51吉瓦。与山东原有的光伏项目配储不同，本次政策每个项目都有各自明确的配储比例要求（30%-80%），甚至精确至千分位。

精细化配储既可以有效减少过度配储、配而不用的问题，也一定程度上避免了配储不足导致的弃风弃光的情况，因地制宜、因时制宜地解决构建新型电力系统过程中的新能源消纳、电网波动等问题，促进新能源与储能行业健康、有序地发展。

储能是必要的，问题出在“强配”。“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。”国网能源院能源战略与规划研究所主任工程师张富强认为。