新能源配储“建而不调”，瓶颈不仅仅在电网

文｜华夏能源网

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遭调用、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？

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，却没有出台配套的究竟使用和考核办法，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遭调用。

其二，目前，电网调度尚未形成储能信息上传的全面系统，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遭考核。

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。

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。”