剛剛過去的2023年，一面是鋰電池價格大降，另一面有強制配儲政策“托底”，中國新型儲能實現了高速發展。

中關村儲能產業聯盟公布的數據顯示，2023年，中國新增投運新型儲能裝機21.5吉瓦/46.6吉瓦時（即最大充放電功率21.5吉瓦/儲能容量46.6吉瓦時），規模同比增加三倍；而2023年累計已投運的情況是，新型儲能裝機累計34.5吉瓦/74.5吉瓦時，功率和能量規模同比增長均超150%。

然而，身在儲能行業中人卻深感暗流涌動，種種跡象卻顯示，2024年之于新型儲能，可能將意味著罕見的寒冬。

獲悉，最近，一則“五大六小國央企發電集團因收益率不行而停止鋰電儲能項目”的傳言持續發酵，迅速在儲能業內激起千層浪。

眾所周知，五大六小發電集團是新型儲能最大的“衣食父母”，五大六小要是停掉了鋰電儲能項目，儲能行業可就真的“完犢子了”。

對此，五大六小未作出任何回應，出奇安靜。那么，為何仍在“傳言”階段就引發行業情緒？傳言背后到底暗藏什么樣的儲能行業發展邏輯？新能源配儲能這條路到底能不能走得通？

“傳聞”背后的行業情緒

五大六小實際上已構成國內新型儲能的最大集采方。規模有多大？來看一組數據：

據北極星儲能網統計，在2023年內，各大央企發電集團共發布了25批次集采，合計采購儲能系統超36吉瓦時，儲能電池2446.6吉瓦時，儲能PCS合計超4.8吉瓦。

什么概念呢？也就是2023年一年內的46.6吉瓦時新增儲能系統容量中，光是五大六小為首的央國企發電集團就一共采購了超36吉瓦時，占比高達77%。

若傳言為真，對于一眾苦苦掙扎于白熱化價格戰中的儲能集成商而言，說“釜底抽薪”也不為過。

當然，強制配儲項目不太可能停。但上述傳言是否已經表明，2024年，五大六小的儲能項目審核將更加嚴格、項目批復將更為謹慎？

不用說全部叫停，哪怕只是一個項目減量，就足夠新型儲能“喝一壺”的。

從宏觀與頂層設計層面來看，中國在2023年年底已基本達成“到2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦（即30GW）以上”的目標，即提前兩年實現了新型儲能“頂層規劃”的偉大目標。

在此背景下，頂層設計對于儲能項目的敦促以及發電集團對儲能項目的上馬力度，的的確確是存在放緩空間的。

另一方面，由于五大六小和獨立儲能是目前貢獻儲能裝機規模的兩大主要類型（以2022年為例，兩者容量占比分別為45%和44%），隨著獨立儲能的大規模推進，也將減緩五大六小的儲能裝機速度。

如今，從中央到地方都在試驗提升儲能電站的收益率，辦法之一就是將很多新能源配儲轉為獨立儲能。區別于新能源配儲，獨立儲能就是一個儲能電站可以同時為多個新能源場站提供儲能服務。

山東省已有相關文件出臺。

2023年9月，山東發布了全國首個配建儲能轉獨立儲能的試點文件《關于開展我省配建儲能轉為獨立儲能試點工作的通知》。業內普遍認為，2024年預計將有更多省市出臺類似鼓勵“配建儲能轉為獨立儲能”的政策。

隨著五大六小旗下新能源配儲逐步轉為獨立儲能后，未來新建的風、光電站也就不再需要那么多的新建儲能電站了。

那么可以預判，首先，電源側五大六小新能源配儲壓力驟減，新能源配儲裝機量將大減；其次，電力規劃總院曾有預計，隨著大量新能源配儲轉為獨立儲能，在電網側關鍵節點集中配置儲能的容量需求可降低20-30%左右。

儲能減緩為那般？

那么，五大六小大幅減緩新建儲能項目，到底有沒有動因？

實際上，強制配儲落地后的幾年，配置儲能電站往往成了企業（項目開發商）獲得新能源開發指標的一種手段，是“能否并網”的先決條件之一，也能滿足地方新能源開發的相關要求和驗收。

那么，那些應強制配儲而生的儲能電站，其實際表現又如何呢？

有來自發電央企華能集團的內部人士曾無奈表示，儲能電站，尤其是新能源配儲，原本是為了減少了棄風、棄光現象，提高新能源消納率，可在實際中，大批儲能電站卻成了擺設，建而不用。

以儲能大省山東為例，據儲能盒子統計，2023上半年，山東獨立儲能規模是197.6萬千瓦，上半年等效運行時長543小時；配建儲能共計85.4萬千瓦，等效運行時長192小時。也就是說，配建儲能利用小時數僅為獨立儲能的1/3。若按單位造價2.5元/KW計算，有高額的電力設備沒有用起來。

另據中電聯基于2022年的數據統計，國內新能源配儲項目平均等效利用系數僅6.1%，幾乎是獨立儲能該項系數的一半。雖然2023年這個系數可能會有所提升，但問題恐怕依然十分嚴重。

如此之低的利用率也就意味著，如果沒有強制配儲的要求，現階段企業就會缺少配儲的熱情，因為配儲直接拉高了電站的投資成本，經濟賬算不過來。而央企建設新能源場站是有盈利指標的。

央企新能源開發最大的優勢和底氣——較低的融資成本、較高的融資信用，即使央企自有資金比例僅有20%，也可以輕松拿到銀行的低息貸款，初次授信以及續貸均無憂。

現實中，由于央企是事實上的“二次銀行”，能夠持續獲得低息貸款，比如新能源項目投資收益率要求是6%-7%，實際只要拿到了貸款利率的利差，就能夠覆蓋人工等新能源場站的運營成本。

但是，近一兩年來，新能源開發的底層邏輯已經發生了重大轉變：一是新能源投資的成本已經有所抬頭（太陽能和風能的確是取之不盡，但是在實際項目落地過程中，土地、負荷、外送通道等資源都十分有限）；二是新能源發電的量與價也面臨高度不確定性。這些因素都危及央企新能源開發收益率指標的實現。

目前，五大六小發電央企都在搶裝風光新能源裝機，但由于新能源并網難的問題大面積存在，裝完了電站都要面臨限電。以青海省為例，由于無間新能源大發，這么多的風電光電，電網一時之間消納不了，很多新能源場站都在午間被要求停止發電三到四個小時。青海如此，甘肅、新疆、寧夏、內蒙等地區恐怕也難逃此劫。

限電之外，新能源發電還面臨著限價困境。

有中電聯人士此前披露，目前大型光伏電站需要獲得0.26-0.3元/度的上網電價，才能覆蓋建設成本。但是很多地區已經拿不到這樣的電價了，例如青海省的上網電價僅有0.2277元/度，甘肅省更是要求新能源中長期價格控制在8.8-13.3分之間，山東省去年五一期間甚至出現了負電價。

強制配儲的“靈魂之問”

國內強制配儲在落地中的爭議由來已久。2023年9月16日，華北電力大學教授、中國工程院院士劉吉臻在一次主題報告中，報告中透露，國務院總理李強以及有關部門自2023年5月份以來，已經就儲能產業的態勢、發展的前景分析、面臨的問題瓶頸以及對策等，先后兩次委托中國工程院來提供研究報告。劉院士主持了這研究報告的起草工作，目前報告已經上呈中央。

針對業界實現碳中和的兩大解決方案，一是“風電、光伏配儲能”；二是通過CCUS實現碳的捕集和封存，劉院士認為“都是外行的話”。“都是很不專業的概念，他（們）不懂電是什么。”劉院士稱。

因為在電力系統當中，在大規模新能源消納的過程當中，新型儲能基本上沒有發揮什么顯著的作用。

劉院士考察了不下5個儲能電站，每到一個電站，劉院士向電站方索要最近幾個月的調峰運行數據，電站方根本就調不出來數據，很尷尬。也就是說，儲能電站根本就起不到給新能源做調節的作用；此外，劉院士認為儲能“經濟性不足”也是偽命題。

劉院士在給中央的研究報告里表示，截至目前，“儲能就相當于長江水弄了幾個礦泉水桶（去儲水），沒有起到什么大的作用。”這才是給新能源發電配儲“并不靈”的癥結所在。

國內大型儲能的實際運營數據，也佐證了劉院士的觀點。

大型光伏電站配套儲能電站運行的模式為：中午光伏大發，富余電量給儲能電站充電，夜間放電一次，每日一充一放。以此模式，儲能電站僅可以做到2小時左右的調節，且還要面臨儲能電站充放電利用率的持續衰減。

然而，目前，青海省新能源電站的棄風棄光已經達到每天中午三、四個小時。而儲能電站的儲能時長過短，2小時左右的調節根本覆蓋不了如此大量的棄風棄光，更遑論跨月、跨季、跨年的長時調節了。

首先，要明確一個概念，就是儲能電站在能力范圍內實現的“2小時左右的調節”，也僅是說充放電時長各是2小時，并不意味著那2小時時間內，新能源場站所有的棄風棄光，儲能電站都能夠把它儲存起來。

其次，電化學儲能設備在低溫條件下的“失電”問題，也是儲能價值有限的一大因素。

第三，電化學儲能商用效果也差強人意。電化學儲能大概只有7到8年的生命周期，與光伏電站20年生命周期不相匹配。儲能電站度電成本約0.7元，與0.2元甚至更低的上網電價狹路相逢，根本就無法收回成本。寧夏一儲能電站，投資4億元每月收益才100萬元（關聯閱讀：《調查寧夏儲能產業：投資4億元，每月收益僅100萬元》）。

劉吉臻院士提醒業界對儲能要有清醒的認識，儲能不是萬能的，將來能源轉型以后以新能源為主體的新型電力系統，儲能要發揮作用，但是作用會十分有限。

因而，政策建議方面，劉院士不主張新能源要大規模強制配儲，認為出路還是在“源網荷一體化”。同時，與其在電源側強制配儲，不如在負荷側配置儲能。

回到五大六小對于儲能“食之無味、棄之雞肋”的問題，要想迎刃而解，核心已經不是“要不要”“夠不夠”“經濟不經濟”的問題了，而是如何在政策上作出優化調整，如何選擇實現路徑的問題。??

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