近来，各地陆续要求新能源未按要求配储，不得并网，不予调度，不收购其电力电量等措施

反对的声音

▲图：视觉中国

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。

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。

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《中国能源报》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。

“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”。

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”。

◆ 要求配储的政策

1、内蒙古包头：对于储能调峰等关键要求未达标的，配建新能源不得办理并网手续。

7月11日，内蒙古包头市发改委对科教卫体委提出的《关于加快新能源产业发展的提案》进行答复。其中提到，包头市将抓紧新能源配建储能建设，按照自治区要求，保障性项目按照装机容量的15%，储能时长2小时以上，市场化项目按照装机容量的15%，储能时长4小时以上。对于储能调峰等关键要求未达标的，配建新能源不得办理并网手续。同时，答复中还提到，要加大储能方面的招商引资力度，进一步鼓励探索独立储能电站等模式，积极发展多元化新能储能模式。

2、广东：未按要求配储，不予调度，不收购其电力电量！

6月7日，广东省能源局发布《关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》。

《通知》指出，新能源发电项目可采用众筹共建（集群共享）、租赁或项目自建等方式落实储能配置。鼓励新能源发电项目采用众筹共建（集群共享）和租赁的方式配置储能；对确不具备上述两种储能配置条件的新能源发电项目，暂可采用自建方式落实储能配置。

同时，凡需配置储能的新能源发电项目，应在其核准（备案）文件“建设内容”中明确储能配置方式、配置容量等，其中新增核准（备案）新能源发电项目，应在其首次核准（备案）时进行明确；已核准（备案）未并网新能源发电项目，应于6月底前完成核准（备案）变更。对在建或已建成投产新能源发电项目，如需改变储能配置方式或容量，项目单位应及时办理核准（备案）变更手续。

3、河南：新能源不配储能不得上网，有补贴！

6月12日，河南省人民政府办公厅发布《关于加快新型储能发展的实施意见》，意见提出：

1）总规模500万千瓦以上

到2025年，全省新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。其中：新能源项目配储能规模达到470万千瓦以上，用户侧储能规模达到30万千瓦以上；

2）新能源配储要求

2021年及以后风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。

鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的 10%、时长不少于 2 小时的要求配置新型储能设施，项目企业后续开发新能源项目时，其存量项目配置的储能容量可与新建项目配套的储能容量叠加参与竞争排名。

3）配储方式

重点发展大型独立储能电站。发挥大型储能电站调节能力强、易于调度、方便管理等优势，重点建设容量不低于 10万千瓦时的独立储能电站。

各地配储政策及补贴

据统计，2021年至今共有26个省份发布了新能源配置储能的政策。值得注意的是，多地政策中也对分布式光伏配储做出了要求。总体来看，各地要求光伏电站配储规模为装机容量的5%-30%之间，配置时间多以2-4小时为主，少部分地区为1小时。

具体来看，在多个省份发布的政策中，以山东枣庄配储规模和时间要求最高，即按照装机容量 15%～30%（根据发展阶段适时调整）、时长 2～4 小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施。此外，西藏、河南、陕西、上海、河北、甘肃等地要求配储比例均达到20%。

▼ 2021年至今储能补贴详情如下：

编辑：中国电源产业网