新能源配储“建而不调”，“锅”不能都甩给电网

新型储能虽然跨越式发展，但新能源配储利用率不高却是行业之痛。

截至2023年底，我国新型储能并网容量达到3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长达2.1小时，全年新增储能装机2260万千瓦，是“十三五”末的10倍，是2022年新增规模的3倍。

在新型储能取得历史性成就的同时，新能源强制配储“建而不调”问题成为了“硬币的另一面”。

正如在今年3月第十四届中国国际储能大会上，国家能源局科技司原副司长刘亚芳所言，新型储能并网和调度运行亟待改进加强，“建而不调，安装再多的储能设施也是没有意义的”。

刘亚芳所说的“建而不调”问题，主要就是新能源强制配储带来的问题。新能源配储一天至多“一充一放”，很多项目仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用成为摆设。

无独有偶。4月10日，在第12届储能国际峰会上，中国工程院院士舒印彪在主旨演讲中亦提到新型储能利用率不高的问题。舒印彪还披露：用户侧、电网测、新能源强制配储项目平均利用率分别只有65%、38%、17%。

于此可见，强制配储这部分利用率是最低的，问题已非常严峻(舒印彪演讲全文可查看《工程院院士舒印彪：建议健全储能电量+容量价格形成机制!》)。

那么，在全国新型储能装机中占比接近5成的新能源配储，利用率为什么会这么低?“建而不调”背后到底有哪些“瓶颈”待解?

“建而不调”之痛

很多人认为，新能源配储利用率过低甚至“建而不调”，是由于电网企业更偏好调用网侧储能电站。在数据上也有印证，网侧储能38%的利用率的确高于新能源配储17%的利用率。

但是，这一归因还是过于简单化了。新能源配储利用率过低，尚有机制体制方面的原因。

其一，各地新能源配储政策仅规定了储能配置比例等基本参数，却没有出台配套的具体使用和考核办法，如储能如何参与调度、调度的频次、充放电次数、放电深度等等，这一定程度导致了强配储能极少被调用。

其二，目前，电网调度尚未形成储能信息上传的完整系统，因而无法与现有AGC(自动发电控制)功率下达系统相结合。这就造成储能系统充电时出力与AGC下达出力不一致，导致的问题是，电站一边为系统削峰填谷做贡献，一边因出力曲线无法跟踪而被考核。

其三，在部分地区，由于电网夜间不会给光储系统下指令放电，导致储能在辐照较好阶段储存的电能不能用于支持晚用电高峰，只能用于下午辐照较差时段，影响储能的峰谷发电价差。

如果将上述问题都归结为外因，更重要的内因，则是锂电储能路线本身存在的问题。外因最终还是要通过内因起作用。

锂电储能用在电动汽车上，用于工商业配储都没有问题，但用于大规模储能就有问题了。我国风光大基地是100万千瓦起步，沙戈荒基地是1000万千瓦起步，以青海为例，50万千瓦装机的储能，需要为2000万千瓦的光伏、近1000万千瓦的风电做调节。新能源配储要为如此规模的集中式电站做调节，能力远远不足。

南方电网专家委员会专职委员郑耀东曾公开披露了一组数据：2022年新疆电化学储能的累计放电量，仅占该地新能源累计发电总量的0.0047%。数据表明，储能远不足以支撑新能源消纳。

新型储能，为何效果如此差强人意?

华夏能源网注意到，在第12届储能国际峰会上，华为数字能源中国区副总经理张光辉、宁德时代 ESS CTO许金梅均指出，这一问题主要是受限于储能锂电池性能达不到要求，主要是能量密度低、有效容量不足、调峰能力不足，充不满放不光、过充过放情况兼而有之;储能电芯寿命短(5到7年)、储能衰减过快。

也就是说，从充放电能力角度而言，锂电储能的运行可靠性还经不起检验，尚无法满足电力系统的需求。这也是电网对新能源配储调用率低的主要原因。

一窝蜂上马的储能电站，还给电网安全带来很大困扰，大量电力电子设备一股脑接入电网，也对电网的安全运行提出了极大挑战。

“劣币驱逐良币”

储能电池性能不达标，当然是需要技术升级的。但遗憾的是，强制配储产业政策之下，储能行业正在上演“劣币驱逐良币”的戏码。

在第12届储能国际峰会上，海博思创董事长、总经理张剑辉在演讲中直言：“储能展会大家看一看，无论是储能电芯也好，还是储能系统集成也好，高度同质化。基本上一个展馆逛完以后，可以不用逛其它的展馆了。”

在张剑辉看来，同质化问题本身是可以有解的。“对于储能厂商来说，有效容量不足，就要去提高有效容量，衰减快就要去减少衰减，风电需要什么样的储能、光伏需要什么样的储能、新能源配储需要什么样的储能、什么样的储能更容易被电网调度，这些都是能够做出差异化来的。”

然而，在强制配储的政策下，国内大大小小6万多家储能企业中，很少有企业能够潜下心来、长周期去开展技术研发并升级产品。

过去两年中，大量企业一窝蜂在一级市场快速融资，然后在资本野蛮助力下，不断采用扩产、降价来抢市场，储能电池一年多时间从1.5元/Wh“卷”到了0.5元/Wh左右。这些储能企业打的算盘是，迅速做大规模、占领市场后，在IPO盛宴中去实现资本“回血”。

这一“怪现状”，导致了储能产品质量堪忧。甚至在去9月，备受资本追捧的某知名储能企业陷入产品质量风波，网传其4.5吉瓦储能电芯被业主方退货，“退了八个仓库的货，价值20亿元”。

另据不完全统计，2018年至今，全球已发生了40多起储能电池爆炸起火事件，暴露出储能电池产品存在安全可靠性不足、安全管理措施不到位等严峻问题。

储能出现的安全问题，根源在于“劣币驱逐良币”。价格卷到极致，偷工减料在所难免，“一分钱一分货”的道理都懂。

不仅仅在储能电芯制造端，储能电站业主方也出现了类似问题。

“我们在西北的一个光伏项目，按照当地要求配置了储能电站，我们仅仅是为了顺利并网发电。”某电力央企旗下新能源公司的高管介绍，这相当于配置储能成了新能源项目并网发电的“路条”，“新能源企业配置储能，往往选择能拖就拖”，“储能电池价低者得、以次充好现象普遍”，“反正建了也不用，就买个最便宜的产品”，这样的做法比比皆是。

建设单位为了抢占资源，更关注的也是项目能否通过并网验收，配建储能的应用效果在其次。那么，谁来对配储系统长达10～15年的运营效果及收益负责呢?

储能行业健康发展的根本，是所有厂商把心思花在加大研发力度、技术爬坡上，不断提升储能产品的性能。但在目前激励扭曲、“劣币驱逐良币”的大环境下，储能重回良性发展的道路并不容易。

储能应重新定位

新能源配储要想逐步提高利用率，也并非完全没有路径可循，这首先就要对新能源配储的功能进行清晰定位。

新能源强制配储政策可以追溯到2017年，最早始于青海。当年，青海要求列入规划年度开发的风电项目按照10%比例配套储能。其后，这一政策在各地落地执行。在彼时新能源比例很低的时候，新能源配储效果尚可。

但现如今，新能源装机已经突破了10亿千瓦，给规模如此之大的新能源做调节，储能就有点力不从心了(参见华夏能源网此前报道《强制配储，可以休矣?|深度》)。

那么，储能的价值到底是什么?充当风电光伏的“充电宝”，把弃风弃光都收集起来并于用电高峰时候放出来，这是人们对新能源配储最为普遍的期待。

不过，正如多家电芯研发企业所公认的，锂电储能目前尚处在技术爬坡的初级阶段，它还做不了那么大规模风电光伏的“充电宝”。目前更靠谱的是，做调频。

根据行业专家的数据，目前用户侧储能的利用率是65%，比用户侧储能利用率还要高的，是火电厂配备的储能。火电配储的定位并不是充当“充电宝”，而是要为火电调频。

那么，新能源配储的作用，是不是也可以分步实施?首先是发挥其对电力系统频率支撑的功能，然后在储能技术日益成熟后，再去逐步实现新能源配储的“充电宝”功能。

无论是稳定电网、提升系统韧性，还是远期的风光新能源“充电宝”，要真正发挥新能源配储的作用，背后都要有电价机制相配套。

在第12届储能国际峰会主旨演讲中，舒印彪院士建议，制定新型储能调度运营的规则和标准，同时还要完善新型储能参与电力市场的运营机制，加快现货市场的建设，完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，适度拉大峰谷价差，让新能源配储能够赚取到合理的电价价差。

只有合理的电价机制，电化学储能电站才有经济性，行业才能良性发展。

工商业光伏配储，是最能够算得过来账的。以浙江为例，浙江电价峰谷价差达到了0.95元，工商业光伏配储能够两充两放，赚取合理收益。相比浙江的两充两放，目前新能源配储只能是一充一放，且集中式新能源参与电力市场的电价基本锁死在0.3元/度左右，新能源配储赚取峰谷价差的空间极为有限。

舒印彪院士亦提出建议称，储能要高质量发展，需要组织电网企业预测并及时发布新型储能建设需求，以市场化手段引导各类主体投资建设。合理的电价机制，是新型储能健康发展的基本保障。