强制配储，可以休矣？｜深度

快速“长大”的储能产业，下一步到底怎么走？到了需要在政策层面加以明确的时候了。

“到2025年实现新型储能规模化发展......装机规模达3000万千瓦以上”——在两部委指导意见的推动下，储能装机一路飙升。2023年，中国储能累计装机功率达到83.7 GW，其中新型储能累计装机32.2 GW，同比增长近两倍。

与此同时，行业内对于“储能对新能源消纳到底有多大价值”的冷静反思声量渐高，诸如“储能不是万能”，“锂电储能热潮消退”，“储能永远不会成为电力系统的第四只脚”等等，不一而足。

这些反思声音，都出自深入大咖之口，对行业发展深远。中国工程院院士刘吉臻更是在2023全球能源转型高层论坛上披露，政府高层正在重新评估储能的定位。

刘院士表示，国务院总理李强以及有关部门，从2023年5月份以来，仅就储能产业的态势、发展前景分析、面临的瓶颈问题以及对策，已经两次委托中国工程院提供研究报告。刘院士主持了研究报告的起草工作，且报告已经上呈中央。

值此暗流涌动、局势微妙的档口，2024年年初，华夏能源网在《传言五大六小停止锂电储能项目，2024年储能要“哑火”了？》一文中，提出了对强制配储的“灵魂之问”。

那么，储能在新型电力系统中到底要怎么去定位？行业各方的反思下，储能的未来发展该走向何处？

反思“配储”的必要性

刘吉臻院士在2023全球能源转型高层论坛演讲中，指到了高层重新评估储能定位的深义——“储能不是万能的”。语虽短，意却丰。

南方电网专家委员会专职委员郑耀东，则直言不讳的否定了近年来业界公开采用的“源网荷储”概念，称“储能永远不会成为电力系统的第四只脚”。

为什么这么说？郑耀东有一个类比说法，即电源、电网、负荷、储能四者根本就不是同一量级，“可能‘源网荷’是一号字，储能就变成14号字了”。在郑耀东看来，对于电力系统而言，储能只是一种调节手段，它与三足鼎立的“源、网、荷”体量相差悬殊，且这种差距在未来依旧会持续存在。

郑耀东还表示，这两年新型储能增长得很快，但站在电力系统来看，进入调度领域的储能量还比较少。储能电站很少进入电网调度，这一方面或许是由于电网优先调度自己的抽水蓄能电站，但是也与储能电站体量小、时长短高度相关，储能电站时长也就2、3个小时，而抽水蓄能可达8个小时。

储能电站难成气候。郑耀东以新疆新能源配储的实践情况佐证自己的观点：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%，储能远不足以支撑新能源消纳。

0.0047%！新疆储能调节的这一实际数据，也印证了刘吉臻院士的比喻——“新型储能在大规模新能源消纳过程中基本没有发挥显著作用，只相当于用几个矿泉水桶来储存长江水。”

既然如此，那强制配储还有必要么？因为放电量太小、调节作用有限，各地强制配储造成资源浪费的做法，广受质疑。

来自发电央企华能集团的内部人士表示，各个省推动新能源发电项目配储，原本是为了解决消纳问题，减少弃风、弃光现象，提高新能源消纳率。可在实际中，大批储能电站却成了摆设，建而不用。

国家能源局科技司原副司长刘亚芳也在公开演讲中呼吁：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。”刘亚芳指出：目前已经建成的新型储能项目，设备调用频次不高，有的甚至没有并网。

但是，强制配储却愈演愈烈，大有从集中式向分布式扩张的势头。华夏能源网注意到，分布式光伏深陷消纳危机以来，河南、江苏、浙江、山东、河北、湖南等多地出台了分布式光伏项目配储具体要求，配储比例在装机容量的8%-30%之间。

分布式强制配储，存在“可以充电，但无法放电”的问题，也存在难以被电网调用的问题，且强制配储后分散大量的储能电力电子设备接网，还给电网的安全稳定运行带来莫大挑战。

此前，国家发改委能源研究所研究员时璟丽就曾多次呼吁，各地方应取消分布式光伏强制配储的要求，将配储意愿和决定权交由开发企业。

储能热背后的非理性资本

从2020年至今，储能产业成为一级市场的投资热门。经不完全统计，仅在2023年一年，储能产业链就发生了387起投融资，可谓疯狂。

高工产研统计数据则显示，2023年1-8月，100多家储能相关企业推出项目规划，计划投资金额超5700亿元，储能电池及系统集成项目规划产能超1.5TWh。

大规模的资本杀入储能，与各地新能源投资对储能的“计划性”要求无不相关。

由于各地方在风、光发电项目备案中强制配储的政策要求，在某种程度上扭曲了产业界对储能市场的预期，甚至有投资机构视其为千载难逢的“投机”机会。

在储能狂飙之下，行业的问题也不断暴露出来。例如，有锂电池储能新秀企业的储能电芯遭遇海外客户无情“退货”；由于产能大量释放，储能集成商频频低价竞争，使储能设备价格卷到了0.5元/Wh的时代；此外，还屡屡曝出锂电池产品安全问题，起火爆炸事故给行业敲响了警钟。

“一些储能企业热衷于‘击鼓传花’式的资本游戏，无心专注于技术和产品性能爬坡。”中国碳中和50人论坛特邀研究员王康在接受华夏能源网采访时直言不讳。

非理性来自于对“市场需求”的非理性预期。那么，这个非理性是怎么来的呢？症结就在于各地的“一刀切”的强制配储政策。

大量的储能企业和跨界厂商想的是，借机在一级市场快速融资，在资本野蛮助力下，不断扩产、降价快速“圈地”，最终闯关IPO来享受资本红利。

2023年年以来，已有多家储能企业卯足了劲儿准备奔赴IPO。据不完全统计，2013年内有超20家企业递交IPO招股书或更新上市进展。然而，在去年后半年，资本市场给疯狂的储能浇了冷水。

2023年8月，据部分金融机构披露的科创板上市指导意见，科创板对光伏、储能行业公司的IPO审核趋严，甚至明确“储能集成类企业不能上市”。

但收紧IPO，显然不能真正浇灭储能投资虚火。“釜底抽薪”之策，在于扭转储能行业非理性的发展预期。

新能源消纳的症结不在储能

鉴于新型储能还处在探索试验阶段，而探索阶段是不宜采用“一刀切”行政命令强制普遍推行的。解除“计划性”的强制配储，让新型储能放开手脚自己去“大胆地试，大胆地闯”，更多的可行的商业模式将呈现。

以工商业分布式为例，自建新能源项目一般是“自发自用，余电上网”，且其自用比例甚高，如果配置电化学储能，就地自充自放、自行消化，储能电站也无须接入电网，那么储能投资的经济性是有的，这种“配储”应该鼓励。

问题的关键还在于“将选择权交给企业”。如果企业可以根据电力市场情况选择配还是不配、配多大容量以及如何运行，就能减少大量的资源浪费，让储能产生真正的实际效益，让投资储能有更多经济性。

户用光伏的配储也有探索空间，目前山东德州的台区配储可能是一条路子：将储能配在台区的变压器低压侧，装上独立电表并与电网约定，电站不接受电网调度，就近将同一台区的户用光伏白天谷段过剩电量存储起来，在晚上放电至电网，电价参照燃煤上网电价执行。

此外，近年来被业内热捧的共享储能，其收益和效果也乏善可陈。故而，业界人士呼吁渐多，储能的核心商业模式中，峰谷套利，获得电力短缺时的稀缺电价应是其主要收入来源。目前，各地分时电价政策细则正在经历剧烈调整，同时，现货市场也在紧锣密鼓加速落地。未来，储能或许能够在分时电价与现货电价中找到新的立足点。

回头来看，各地方强推储能的初衷，无非是要化解愈演愈烈的新能源消纳危机。那么，取消了“强制配储”，新能源消纳难的问题怎么办？

解决新能源消纳难，关键并不在储能，而是在煤炭与新能源的组合以及“源网荷”的双向互动中。

郑耀东就曾表示，新能源有三性（随机性、间歇性、波动性），这是正常的特性，消灭不了。构建新型电力系统，要推动煤炭和新能源的优化组合。一定要知道电力系统是立足煤炭为主的基本国情。“只有常规能源和新能源组合不行了，才能轮到储能。”

除煤炭与新能源组合之外，郑耀东还强调了新疆的经验，“新疆的新能源利用率从2016年的63%提升到现在的96%以上，依靠的并非是储能，而是调度管理、优化。”

也就是说，以电网为主的“源网荷”电力系统的调度管理优化，比储能更重要。储能的作用除了日常调节，主要是应急，而电力系统用的是调峰、调频和应急保障。要给新能源做调节，路线远不止储能一条，想靠储能也是靠不住的。

（转载请标明出处，文章来源：华夏能源网，公众号：hxny3060）