中国储能网讯：今年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。该政策直接叫停了已实施多年的新能源强制配储政策，也引发了能源电力行业对新能源配建储能效果的系统性反思。
据不完全统计，过去五年间为应对新能源消纳难题，全国近30个省市密集出台130余项关于新能源配建储能的政策，将其作为新能源项目并网核准的“硬门槛”。政策初期，配建储能被赋予了促进新能源消纳、平抑新能源出力波动和提升电力系统调节能力三重期望。然而，中国电力企业联合会数据显示，2022年新能源配建储能平均等效利用系数仅为6.1%；截至2024年6月，新能源配建储能日均运行时间仅为3.74小时，年均利用率指数仅为31%。
近年来，新能源配建储能面临“建而不用”的困境，政策效果远未达预期。本文拟从系统运行、场站意愿、制度机制三方面入手，分析新能源场站配建储能效果不佳的原因。
一、在系统运行方面，配建储能与电力系统安全运行需求脱节。
在有功调节方面，根据强制配储政策要求，配建储能依托于新能源场站存在，主要用于为新能源场站获得并网资格，其规划布局、配建比例、运行时长等均有明文规定，但往往与系统调峰需求不匹配。配建储能主要分布在新能源大规模开发的西北、华北、东北地区，容量从新能源装机的5%至55%、连续放电时长从1至4小时不等，多为跟网型电化学储能。“三北”地区新能源电力多通过远距离特高压交直流通道送出，配建储能的调节效果与通道运行情况相关。
一方面，对于不存在通道送出断面受限问题的地区，配建储能的响应时长和有功支撑能力无法满足峰谷分布宽、调节时段长的地区调峰需求。以张家口某新能源电站为例，风电装机容量496MW，按20%装机容量、4小时持续响应时长配置储能，冬季典型日预测新能源发电量9470.17MWh，实际上网电量7801.29MWh，弃电量1668.88MWh，日内最大弃电功率281.25MW。即使配建储能以最大功率充电，仍会弃电1272.08MWh，有效消纳量仅占弃电量的23.78%。由此可见，在新能源大发典型日，20%的配储比例无法解决新能源场站的调峰弃电问题。
另一方面，对于存在通道断面受限问题的地区，断面受限原因各不相同，包括主变热稳容量限制、线路热稳容量限制、新能源多场站短路比限制等，这些都取决于系统安全运行约束，配建储能几乎不具备缓解断面受限能力。由于断面限电的季节不均衡性和限电不规律性，新能源场站难以准确、高效地制定储能响应方案来促进新能源消纳，配建储能无法充分发挥应有的调节作用。
在无功调节方面，配建储能的规划区位和控制方式决定了其无功调节能力不足。
一是配建储能通常接入风光资源富集区而不是无功补偿关键节点，按照无功调节“就地补偿、分层分区”原则，远距离的无功调节并不高效。同时，储能包含电力电子设备，大量的电力电子器件在运行中会产生高次谐波，可能导致电压波动、频率偏移，影响系统电能质量，甚至造成设备过载和损坏。
二是现阶段配建储能多采用跟网型控制策略，缺乏电压主动支撑能力，不仅不能解决新能源机组自身电压调节能力弱的问题，当远距离接入送端电网时，还会增加因电压波动导致新能源机组大面积连锁脱网的风险。此外，由于储能控制器件的电力电子属性，配建储能在放电时，会进一步导致新能源场站的短路比降低，影响新能源外送消纳，甚至危及电力系统的安全稳定运行。
二、在场站意愿方面，场站调用配建储能面临经济性与安全性双重制约。
在经济性方面，配建储能的收益主要包括三部分：减少弃风弃光的收益、降低并网运行考核成本的收益和参与电力辅助服务的收益。
一是对于减少弃风弃光的收益，配建储能与新能源机组被视为一个并网主体，共用一个调度计量端口，配建储能经该端口的放电收益按新能源发电电价结算，消纳弃电时充电成本为零。目前，新能源已基本实现平价上网，配建储能减少弃风弃光带来的收益甚微。以张家口某容量为100MW/400MWh的新能源配建储能为例，规划使用年限为20年的磷酸铁锂储能系统的初始投资约为54000万元，按全年330次循环、充放电深度80%、充放电效率85%、上网电价372元/MWh计算，该储能场站减少弃风弃光的年收益约为3339万元，占储能初始投资成本的6.2%，仅依靠消纳弃电的投资回报周期约为16.2年。对于输电通道断面限电严重地区，配建储能有效循环次数、充放电深度均将大打折扣，进一步降低配建储能在减少弃风弃光方面的收益。
二是对于降低并网运行考核成本的收益，各地并网运行管理实施细则多以新能源场站的出力预测精度、合格率等为考核指标。配建储能项目较多的西北、华北、东北区域能监局对风电场的日前预测精度最低要求为75%—85%不等。据了解，各地新能源场站的出力预测精度基本能满足要求，绝大多数运行日已免予考核，进一步调用储能提升出力准确度并无经济回报。对于因通道断面受限导致新能源场站实际出力与预测出力差距较大的情况，各地均给出了减免考核的方案。例如，新疆、华东等地区对外送受限时段免予考核，东北以被限电力与实际出力相加作为实际功率来计算准确率，华北则针对超出限额的电量进行考核。可见，因新能源机组出力波动带来的考核成本并不需要储能充放电参与抵消，即储能不具备响应的必要性。
三是对于参与电力辅助服务的收益，新能源配建储能可参与的辅助服务品种有限，当前可与所属电源打包参与调频服务，而配建储能容量与集中式储能相比不具优势，原因在于：配建储能与新能源场站共用调度计量端口，不利于独立计量和结算，限制了配建储能参与市场的灵活性；部分配建储能位于受限输电断面下，可调节时段有限，不利于充分发挥调节能力。
在安全性方面，迫于强制配储的政策压力和储能项目高昂建设成本的经济压力，部分新能源场站为降低投资成本，更倾向于采购成本低的储能电芯。低价电芯能量密度低、衰减速度快，长期运行存在严重消防隐患，部分配建储能面临着“用就危险，不用就安全”的窘境，不用反而成了更优选择。此外，中小型场站通常缺乏专业运检人员，出现问题无法及时解决，导致储能的实际寿命比预期更短，还面临停机脱网或发生电池安全事故的风险。
三、在制度机制方面，缺乏明确的市场主体权责、商业模式和管理考核办法。
在市场主体权责方面，新能源配建储能的市场主体地位模糊不清。一是尽管国家发展改革委、国家能源局在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)中明确提出“鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场”，但各试点省份关于配建储能准入要求、服务内容、参与场景和调用机制等问题尚未明确。由于储能功能定位与市场角色不匹配，其作为独立主体或附属设施的价值计量标准缺失，使得投资成本无法通过合理市场机制实现分摊。二是配建储能承担着系统调节的义务，但新能源企业却缺乏对储能资产的调度决策权，也缺少在市场中足够的议价能力。配建储能权责不对等的现象进一步加剧了不同市场主体之间的矛盾，也导致了配建储能与市场的磨合困难。
在商业模式方面，各地新型储能发展情况和市场建设情况迥异，且现有商业模式多针对独立储能设立，配建储能参与市场的准入条件、交易机制和结算规则尚未标准化。独立储能主要有峰谷差套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务四种商业模式，而配建储能仅能有限地参与价差套利和辅助服务两种模式。对于价差套利，配建储能的套利空间为新能源上网电价和新能源发电成本的差值。据测算，不考虑其他补偿，在全年330次充放电循环场景下，电价差高于0.43元/kWh才能有利可图，价差达到0.72元/kWh储能才能在10年内回收投资成本。目前各地新能源上网电价仅在0.4元/kWh左右，加上新能源补贴退坡，配建储能的收益空间被进一步压缩。对于参与辅助服务，在南方区域“两个细则”（修订版）实施前，无明确政策对配建储能参与调峰服务进行补偿。按照该管理细则，在补偿价格最高的广东省，容量为100MW/400MWh的配建储能补偿约1118万元/年，收益仍不算可观。
在管理考核方面，新能源场站配建储能缺乏明确的管理规范和市场参与考核机制。在调度层面，储能调用频次、充放电次数及放电深度等要求无强制标准，缺少对响应速度、容量衰减率等市场服务效能的量化考核指标，难以充分发挥配建储能在调峰、调频、备用等辅助服务中的灵活调节价值。在并网管理层面，现有检测仅对配建储能并网阶段容量和功率进行测试，缺乏高频率充放、循环寿命等长期性能校验。储能电芯即使通过并网检测，多年后仍可能因性能退化无法满足系统调节要求，影响电网安全稳定运行。此外，储能系统的标准体系尚不完善，部分细分领域标准缺失或滞后，加之标准制定和更新周期相对较长，导致储能新技术、新产品难以及时商业化应用。
强制配储政策虽然推动了储能相关产业规模化发展，但由于储能利用存在系统运行供需脱节、经济性与安全性双重制约、政策机制不健全等结构性矛盾，最终导致配建储能陷入“建而不用”的困局。136号文的出台标志着新能源及储能相关产业发展将由政策驱动转为政策与市场双轮驱动。面向新型电力系统建设需求，亟需通过“技术+机制+市场”三位一体创新，进一步锚定储能在电力系统调峰调频、容量支撑、紧急备用等应用场景的功能定位，创新储能技术与价格疏导机制，完善市场制度与管理办法，推动储能从“无法作为”向“主动作为”的跨越，真正释放其在保障电网安全、促进新能源消纳、提升系统运行效率中的价值。
