中國儲能網(wǎng)訊：今年2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），明確要求“不得將配置儲能作為新建新能源項(xiàng)目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”。該政策直接叫停了已實(shí)施多年的新能源強(qiáng)制配儲政策，也引發(fā)了能源電力行業(yè)對新能源配建儲能效果的系統(tǒng)性反思。
據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，過去五年間為應(yīng)對新能源消納難題，全國近30個省市密集出臺130余項(xiàng)關(guān)于新能源配建儲能的政策，將其作為新能源項(xiàng)目并網(wǎng)核準(zhǔn)的“硬門檻”。政策初期，配建儲能被賦予了促進(jìn)新能源消納、平抑新能源出力波動和提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力三重期望。然而，中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據(jù)顯示，2022年新能源配建儲能平均等效利用系數(shù)僅為6.1%；截至2024年6月，新能源配建儲能日均運(yùn)行時間僅為3.74小時，年均利用率指數(shù)僅為31%。
近年來，新能源配建儲能面臨“建而不用”的困境，政策效果遠(yuǎn)未達(dá)預(yù)期。本文擬從系統(tǒng)運(yùn)行、場站意愿、制度機(jī)制三方面入手，分析新能源場站配建儲能效果不佳的原因。
一、在系統(tǒng)運(yùn)行方面，配建儲能與電力系統(tǒng)安全運(yùn)行需求脫節(jié)。
在有功調(diào)節(jié)方面，根據(jù)強(qiáng)制配儲政策要求，配建儲能依托于新能源場站存在，主要用于為新能源場站獲得并網(wǎng)資格，其規(guī)劃布局、配建比例、運(yùn)行時長等均有明文規(guī)定，但往往與系統(tǒng)調(diào)峰需求不匹配。配建儲能主要分布在新能源大規(guī)模開發(fā)的西北、華北、東北地區(qū)，容量從新能源裝機(jī)的5%至55%、連續(xù)放電時長從1至4小時不等，多為跟網(wǎng)型電化學(xué)儲能?！叭薄钡貐^(qū)新能源電力多通過遠(yuǎn)距離特高壓交直流通道送出，配建儲能的調(diào)節(jié)效果與通道運(yùn)行情況相關(guān)。
一方面，對于不存在通道送出斷面受限問題的地區(qū)，配建儲能的響應(yīng)時長和有功支撐能力無法滿足峰谷分布寬、調(diào)節(jié)時段長的地區(qū)調(diào)峰需求。以張家口某新能源電站為例，風(fēng)電裝機(jī)容量496MW，按20%裝機(jī)容量、4小時持續(xù)響應(yīng)時長配置儲能，冬季典型日預(yù)測新能源發(fā)電量9470.17MWh，實(shí)際上網(wǎng)電量7801.29MWh，棄電量1668.88MWh，日內(nèi)最大棄電功率281.25MW。即使配建儲能以最大功率充電，仍會棄電1272.08MWh，有效消納量僅占棄電量的23.78%。由此可見，在新能源大發(fā)典型日，20%的配儲比例無法解決新能源場站的調(diào)峰棄電問題。
另一方面，對于存在通道斷面受限問題的地區(qū)，斷面受限原因各不相同，包括主變熱穩(wěn)容量限制、線路熱穩(wěn)容量限制、新能源多場站短路比限制等，這些都取決于系統(tǒng)安全運(yùn)行約束，配建儲能幾乎不具備緩解斷面受限能力。由于斷面限電的季節(jié)不均衡性和限電不規(guī)律性，新能源場站難以準(zhǔn)確、高效地制定儲能響應(yīng)方案來促進(jìn)新能源消納，配建儲能無法充分發(fā)揮應(yīng)有的調(diào)節(jié)作用。
在無功調(diào)節(jié)方面，配建儲能的規(guī)劃區(qū)位和控制方式?jīng)Q定了其無功調(diào)節(jié)能力不足。
一是配建儲能通常接入風(fēng)光資源富集區(qū)而不是無功補(bǔ)償關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，按照無功調(diào)節(jié)“就地補(bǔ)償、分層分區(qū)”原則，遠(yuǎn)距離的無功調(diào)節(jié)并不高效。同時，儲能包含電力電子設(shè)備，大量的電力電子器件在運(yùn)行中會產(chǎn)生高次諧波，可能導(dǎo)致電壓波動、頻率偏移，影響系統(tǒng)電能質(zhì)量，甚至造成設(shè)備過載和損壞。
二是現(xiàn)階段配建儲能多采用跟網(wǎng)型控制策略，缺乏電壓主動支撐能力，不僅不能解決新能源機(jī)組自身電壓調(diào)節(jié)能力弱的問題，當(dāng)遠(yuǎn)距離接入送端電網(wǎng)時，還會增加因電壓波動導(dǎo)致新能源機(jī)組大面積連鎖脫網(wǎng)的風(fēng)險。此外，由于儲能控制器件的電力電子屬性，配建儲能在放電時，會進(jìn)一步導(dǎo)致新能源場站的短路比降低，影響新能源外送消納，甚至危及電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。
二、在場站意愿方面，場站調(diào)用配建儲能面臨經(jīng)濟(jì)性與安全性雙重制約。
在經(jīng)濟(jì)性方面，配建儲能的收益主要包括三部分：減少棄風(fēng)棄光的收益、降低并網(wǎng)運(yùn)行考核成本的收益和參與電力輔助服務(wù)的收益。
一是對于減少棄風(fēng)棄光的收益，配建儲能與新能源機(jī)組被視為一個并網(wǎng)主體，共用一個調(diào)度計(jì)量端口，配建儲能經(jīng)該端口的放電收益按新能源發(fā)電電價結(jié)算，消納棄電時充電成本為零。目前，新能源已基本實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)，配建儲能減少棄風(fēng)棄光帶來的收益甚微。以張家口某容量為100MW/400MWh的新能源配建儲能為例，規(guī)劃使用年限為20年的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)的初始投資約為54000萬元，按全年330次循環(huán)、充放電深度80%、充放電效率85%、上網(wǎng)電價372元/MWh計(jì)算，該儲能場站減少棄風(fēng)棄光的年收益約為3339萬元，占儲能初始投資成本的6.2%，僅依靠消納棄電的投資回報(bào)周期約為16.2年。對于輸電通道斷面限電嚴(yán)重地區(qū)，配建儲能有效循環(huán)次數(shù)、充放電深度均將大打折扣，進(jìn)一步降低配建儲能在減少棄風(fēng)棄光方面的收益。
二是對于降低并網(wǎng)運(yùn)行考核成本的收益，各地并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則多以新能源場站的出力預(yù)測精度、合格率等為考核指標(biāo)。配建儲能項(xiàng)目較多的西北、華北、東北區(qū)域能監(jiān)局對風(fēng)電場的日前預(yù)測精度最低要求為75%—85%不等。據(jù)了解，各地新能源場站的出力預(yù)測精度基本能滿足要求，絕大多數(shù)運(yùn)行日已免予考核，進(jìn)一步調(diào)用儲能提升出力準(zhǔn)確度并無經(jīng)濟(jì)回報(bào)。對于因通道斷面受限導(dǎo)致新能源場站實(shí)際出力與預(yù)測出力差距較大的情況，各地均給出了減免考核的方案。例如，新疆、華東等地區(qū)對外送受限時段免予考核，東北以被限電力與實(shí)際出力相加作為實(shí)際功率來計(jì)算準(zhǔn)確率，華北則針對超出限額的電量進(jìn)行考核?？梢?，因新能源機(jī)組出力波動帶來的考核成本并不需要儲能充放電參與抵消，即儲能不具備響應(yīng)的必要性。
三是對于參與電力輔助服務(wù)的收益，新能源配建儲能可參與的輔助服務(wù)品種有限，當(dāng)前可與所屬電源打包參與調(diào)頻服務(wù)，而配建儲能容量與集中式儲能相比不具優(yōu)勢，原因在于：配建儲能與新能源場站共用調(diào)度計(jì)量端口，不利于獨(dú)立計(jì)量和結(jié)算，限制了配建儲能參與市場的靈活性；部分配建儲能位于受限輸電斷面下，可調(diào)節(jié)時段有限，不利于充分發(fā)揮調(diào)節(jié)能力。
在安全性方面，迫于強(qiáng)制配儲的政策壓力和儲能項(xiàng)目高昂建設(shè)成本的經(jīng)濟(jì)壓力，部分新能源場站為降低投資成本，更傾向于采購成本低的儲能電芯。低價電芯能量密度低、衰減速度快，長期運(yùn)行存在嚴(yán)重消防隱患，部分配建儲能面臨著“用就危險，不用就安全”的窘境，不用反而成了更優(yōu)選擇。此外，中小型場站通常缺乏專業(yè)運(yùn)檢人員，出現(xiàn)問題無法及時解決，導(dǎo)致儲能的實(shí)際壽命比預(yù)期更短，還面臨停機(jī)脫網(wǎng)或發(fā)生電池安全事故的風(fēng)險。
三、在制度機(jī)制方面，缺乏明確的市場主體權(quán)責(zé)、商業(yè)模式和管理考核辦法。
在市場主體權(quán)責(zé)方面，新能源配建儲能的市場主體地位模糊不清。一是盡管國家發(fā)展改革委、國家能源局在《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》(發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號)中明確提出“鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場”，但各試點(diǎn)省份關(guān)于配建儲能準(zhǔn)入要求、服務(wù)內(nèi)容、參與場景和調(diào)用機(jī)制等問題尚未明確。由于儲能功能定位與市場角色不匹配，其作為獨(dú)立主體或附屬設(shè)施的價值計(jì)量標(biāo)準(zhǔn)缺失，使得投資成本無法通過合理市場機(jī)制實(shí)現(xiàn)分?jǐn)偂６桥浣▋δ艹袚?dān)著系統(tǒng)調(diào)節(jié)的義務(wù)，但新能源企業(yè)卻缺乏對儲能資產(chǎn)的調(diào)度決策權(quán)，也缺少在市場中足夠的議價能力。配建儲能權(quán)責(zé)不對等的現(xiàn)象進(jìn)一步加劇了不同市場主體之間的矛盾，也導(dǎo)致了配建儲能與市場的磨合困難。
在商業(yè)模式方面，各地新型儲能發(fā)展情況和市場建設(shè)情況迥異，且現(xiàn)有商業(yè)模式多針對獨(dú)立儲能設(shè)立，配建儲能參與市場的準(zhǔn)入條件、交易機(jī)制和結(jié)算規(guī)則尚未標(biāo)準(zhǔn)化。獨(dú)立儲能主要有峰谷差套利、容量租賃、容量補(bǔ)償和輔助服務(wù)四種商業(yè)模式，而配建儲能僅能有限地參與價差套利和輔助服務(wù)兩種模式。對于價差套利，配建儲能的套利空間為新能源上網(wǎng)電價和新能源發(fā)電成本的差值。據(jù)測算，不考慮其他補(bǔ)償，在全年330次充放電循環(huán)場景下，電價差高于0.43元/kWh才能有利可圖，價差達(dá)到0.72元/kWh儲能才能在10年內(nèi)回收投資成本。目前各地新能源上網(wǎng)電價僅在0.4元/kWh左右，加上新能源補(bǔ)貼退坡，配建儲能的收益空間被進(jìn)一步壓縮。對于參與輔助服務(wù)，在南方區(qū)域“兩個細(xì)則”（修訂版）實(shí)施前，無明確政策對配建儲能參與調(diào)峰服務(wù)進(jìn)行補(bǔ)償。按照該管理細(xì)則，在補(bǔ)償價格最高的廣東省，容量為100MW/400MWh的配建儲能補(bǔ)償約1118萬元/年，收益仍不算可觀。
在管理考核方面，新能源場站配建儲能缺乏明確的管理規(guī)范和市場參與考核機(jī)制。在調(diào)度層面，儲能調(diào)用頻次、充放電次數(shù)及放電深度等要求無強(qiáng)制標(biāo)準(zhǔn)，缺少對響應(yīng)速度、容量衰減率等市場服務(wù)效能的量化考核指標(biāo)，難以充分發(fā)揮配建儲能在調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)中的靈活調(diào)節(jié)價值。在并網(wǎng)管理層面，現(xiàn)有檢測僅對配建儲能并網(wǎng)階段容量和功率進(jìn)行測試，缺乏高頻率充放、循環(huán)壽命等長期性能校驗(yàn)。儲能電芯即使通過并網(wǎng)檢測，多年后仍可能因性能退化無法滿足系統(tǒng)調(diào)節(jié)要求，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。此外，儲能系統(tǒng)的標(biāo)準(zhǔn)體系尚不完善，部分細(xì)分領(lǐng)域標(biāo)準(zhǔn)缺失或滯后，加之標(biāo)準(zhǔn)制定和更新周期相對較長，導(dǎo)致儲能新技術(shù)、新產(chǎn)品難以及時商業(yè)化應(yīng)用。
強(qiáng)制配儲政策雖然推動了儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展，但由于儲能利用存在系統(tǒng)運(yùn)行供需脫節(jié)、經(jīng)濟(jì)性與安全性雙重制約、政策機(jī)制不健全等結(jié)構(gòu)性矛盾，最終導(dǎo)致配建儲能陷入“建而不用”的困局。136號文的出臺標(biāo)志著新能源及儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展將由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)為政策與市場雙輪驅(qū)動。面向新型電力系統(tǒng)建設(shè)需求，亟需通過“技術(shù)+機(jī)制+市場”三位一體創(chuàng)新，進(jìn)一步錨定儲能在電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻、容量支撐、緊急備用等應(yīng)用場景的功能定位，創(chuàng)新儲能技術(shù)與價格疏導(dǎo)機(jī)制，完善市場制度與管理辦法，推動儲能從“無法作為”向“主動作為”的跨越，真正釋放其在保障電網(wǎng)安全、促進(jìn)新能源消納、提升系統(tǒng)運(yùn)行效率中的價值。
