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《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(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目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”。該政策直接叫停了已實施多年的新能源強制配儲政策，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，過去五年間為應對新能源消納難題，全國近30個省市密集出臺130余項關于新能源配建儲能的政策，將其作為新能源項目并網(wǎng)核準的“硬門檻”。政策初期，配建儲能被賦予了促進新能源消納、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，政策效果遠未達預期。本文擬從系統(tǒng)運行、場站意愿、制度機制三方面入手，分析新能源場站配建儲能效果不佳的原因。
一、在系統(tǒng)運行方面，配建儲能與電力系統(tǒng)安全運行需求脫節(jié)。
在有功調(diào)節(jié)方面，根據(jù)強制配儲政策要求，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)型電化學儲能?！叭薄钡貐^(qū)新能源電力多通過遠距離特高壓交直流通道送出，配建儲能的調(diào)節(jié)效果與通道運行情況相關。
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，風電裝機容量496MW，按20%裝機容量、4小時持續(xù)響應時長配置儲能，冬季典型日預測新能源發(fā)電量9470.17MWh，實際上網(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，新能源場站難以準確、高效地制定儲能響應方案來促進新能源消納，配建儲能無法充分發(fā)揮應有的調(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光資源富集區(qū)而不是無功補償關鍵節(jié)點，按照無功調(diào)節(jié)“就地補償、分層分區(qū)”原則，遠距離的無功調(diào)節(jié)并不高效。同時，儲能包含電力電子設備，大量的電力電子器件在運行中會產(chǎn)生高次諧波，可能導致電壓波動、頻率偏移，影響系統(tǒng)電能質(zhì)量，甚至造成設備過載和損壞。
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組自身電壓調(diào)節(jié)能力弱的問題，當遠距離接入送端電網(wǎng)時，還會增加因電壓波動導致新能源機組大面積連鎖脫網(wǎng)的風險。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，會進一步導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)定運行。
二、在場站意愿方面，場站調(diào)用配建儲能面臨經(jīng)濟性與安全性雙重制約。
在經(jīng)濟性方面，配建儲能的收益主要包括三部分：減少棄風棄光的收益、降低并網(wǎng)運行考核成本的收益和參與電力輔助服務的收益。
一是對于減少棄風棄光的收益，配建儲能與新能源機組被視為一個并網(wǎng)主體，共用一個調(diào)度計量端口，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，新能源已基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)，配建儲能減少棄風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計算，該儲能場站減少棄風棄光的年收益約為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周期約為16.2年。對于輸電通道斷面限電嚴重地區(qū)，配建儲能有效循環(huán)次數(shù)、充放電深度均將大打折扣，進一步降低配建儲能在減少棄風棄光方面的收益。
二是對于降低并網(wǎng)運行考核成本的收益，各地并網(wǎng)運行管理實施細則多以新能源場站的出力預測精度、合格率等為考核指標。配建儲能項目較多的西北、華北、東北區(qū)域能監(jiān)局對風電場的日前預測精度最低要求為75%—85%不等。據(jù)了解，各地新能源場站的出力預測精度基本能滿足要求，絕大多數(shù)運行日已免予考核，進一步調(diào)用儲能提升出力準確度并無經(jīng)濟回報。對于因通道斷面受限導致新能源場站實際出力與預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際出力相加作為實際功率來計算準確率，華北則針對超出限額的電量進行考核?？梢?，因新能源機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，即儲能不具備響應的必要性。
三是對于參與電力輔助服務的收益，新能源配建儲能可參與的輔助服務品種有限，當前可與所屬電源打包參與調(diào)頻服務，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)度計量端口，不利于獨立計量和結(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，迫于強制配儲的政策壓力和儲能項目高昂建設成本的經(jīng)濟壓力，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，長期運行存在嚴重消防隱患，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)運檢人員，出現(xiàn)問題無法及時解決，導致儲能的實際壽命比預期更短，還面臨停機脫網(wǎng)或發(fā)生電池安全事故的風險。
三、在制度機制方面，缺乏明確的市場主體權責、商業(yè)模式和管理考核辦法。
在市場主體權責方面，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《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》(發(fā)改辦運行〔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”，但各試點省份關于配建儲能準入要求、服務內(nèi)容、參與場景和調(diào)用機制等問題尚未明確。由于儲能功能定位與市場角色不匹配，其作為獨立主體或附屬設施的價值計量標準缺失，使得投資成本無法通過合理市場機制實現(xiàn)分攤。二是配建儲能承擔著系統(tǒng)調(diào)節(jié)的義務，但新能源企業(yè)卻缺乏對儲能資產(chǎn)的調(diào)度決策權，也缺少在市場中足夠的議價能力。配建儲能權責不對等的現(xiàn)象進一步加劇了不同市場主體之間的矛盾，也導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)展情況和市場建設情況迥異，且現(xiàn)有商業(yè)模式多針對獨立儲能設立，配建儲能參與市場的準入條件、交易機制和結(jié)算規(guī)則尚未標準化。獨立儲能主要有峰谷差套利、容量租賃、容量補償和輔助服務四種商業(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，加上新能源補貼退坡，配建儲能的收益空間被進一步壓縮。對于參與輔助服務，在南方區(qū)域“兩個細則”（修訂版）實施前，無明確政策對配建儲能參與調(diào)峰服務進行補償。按照該管理細則，在補償價格最高的廣東省，容量為100MW/400MWh的配建儲能補償約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制標準，缺少對響應速度、容量衰減率等市場服務效能的量化考核指標，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)階段容量和功率進行測試，缺乏高頻率充放、循環(huán)壽命等長期性能校驗。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)定運行。此外，儲能系統(tǒng)的標準體系尚不完善，部分細分領域標準缺失或滯后，加之標準制定和更新周期相對較長，導致儲能新技術、新產(chǎn)品難以及時商業(yè)化應用。
強制配儲政策雖然推動了儲能相關產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展，但由于儲能利用存在系統(tǒng)運行供需脫節(jié)、經(jīng)濟性與安全性雙重制約、政策機制不健全等結(jié)構性矛盾，最終導致配建儲能陷入“建而不用”的困局。136號文的出臺標志著新能源及儲能相關產(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)建設需求，亟需通過“技術+機制+市場”三位一體創(chuàng)新，進一步錨定儲能在電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻、容量支撐、緊急備用等應用場景的功能定位，創(chuàng)新儲能技術與價格疏導機制，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、促進新能源消納、提升系統(tǒng)運行效率中的價值。
