結而不通者，此于身皆為痛痹。——《靈樞·陰陽二十五人》

“結”，在中醫字典中有“氣血郁滯”之意。“結而不通者，此于身皆為痛痹”所表達的意思為“凝結不通的，身體會出現痛痹”。

新型儲能板塊之火爆其實毋庸多言，簡單的數據或者可以說明：

百度搜索“新型儲能”詞條，相關結果達7110萬條（數據為成稿時實時數據）；

企查查數據顯示，在2023年1-10月成立且經營范圍中含“新型儲能”的企業達6001家，經營范圍中含“儲能”的企業達137417家；

中國化學與物理電源行業協會相關數據顯示：2023年1-6月，我國共有159個儲能項目投運，其中新型儲能投運項目達154個，投運裝機規模達7.05GW/14.66GWh。1-7月，各省儲能項目備案超過2000個；

CNESA Datalink數據顯示，我國2023上半年新型儲能項目數量(含規劃、建設中和運行項目)850個，是2022年同期的2倍多；預計今年，新型儲能新增裝機將達到15至20GW，超過過去十年的總和；

……

新型儲能從上述數據不難發現其發展速度以及被看好程度，但是在快速發展的過程中，系列問題依舊困擾制約著新型儲能的發展，結而不通——

結一：強制配儲

我國新型儲能的快速發展源于政策的支持。

至于新能源強制配儲這一政策的起點可以追溯到2017年。

此年青海省印發《2017年度風電開發建設方案》，要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置。當年青海有著3.3GW風電開發建設方案，按照建設規模須配套10%的儲電裝置，即儲電設施總規模將為330MW。

對于青海此舉，有媒體將之譽為“開創了可再生能源發展的新方向”。

但較具代表性的政策，則可以回到2021年。

2021年7月，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》。

該政策明確了發展目標，即到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。同年8月國家發改委、能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》。

有人將該政策視為 “強制配儲”的觸發點。

“政策表達的是‘鼓勵’、‘ 自愿’，不知道為何會出現‘強制’。”某光伏企業相關負責人表示。

也有人將2022年3月國家發改委、能源局發布的《“十四五”新型儲能發展實施方案》視為強制配儲的起點。該觀點認為伴隨著該政策的落地，多個省份提出了強制配儲。對于“強制配儲”這一政策的出現的說法雖然莫衷一是，但是政策對儲能行業的發展影響力卻是真實存在，不可忽略的。有報道稱“強制配儲項目占據最大市場規模”，政策的促進作用可見一斑。

“強制配儲”的政策在各地相繼下發，不完全統計，截至目前，已有不少于23個省份發布了新能源強制配儲的政策。諸如內蒙古、山西、河南、山東、甘肅、新疆、貴州、山西、遼寧、江西、江蘇、天津等省份都有相關政策的下發，而其中并不含相關省份的個別地區的地方政策。如果皆算在其中，數量可能更多。

強制配儲卻成為常態。

拋卻強制配儲，近兩年從國家到地方儲能政策落地密度著實較高的。

有數據顯示，僅2021年，從國家層面到地方政策出臺的與儲能相關的政策便不少300項。中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年至2023年上半年，國家及地方出臺儲能直接相關政策約1170項。2023年上半年便有270余項儲能支持政策發布。

政策的加持下，新型儲能行業快速發展成為必然。2022年底，中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》指出，截至當時，各省規劃的新型儲能發展目標合計超過60GW，是《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中提出的2025年達到30GW目標的兩倍。

結二：建而不用

在多政策的加持下，新型儲能裝機的確快速增長，然而諸多儲能項目卻成為了擺設，建而不用似乎已經成為行業內公開的秘密。

“建設儲能只是新能源企業獲得新能源指標的一種手段，應對相關要求和檢查的。”一儲能企業相關負責人表示。該負責人認為，如果沒有強制配儲的要求，現階段企業缺少配儲的熱情，因為配儲直接拉高了電站的投資成本。“現階段，新能源配儲是賠錢的，根本沒有賬可算。”

據企業測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/W，在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/W。

畢馬威相關數據顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。

有媒體此前報道顯示：以100MW的磷酸鐵鋰電池為例，當時2小時系統EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統成本在1300元/kWh左右。100MW光伏電站（初始投資4億左右）配置10%、2小時儲能項目，其初始投資成本將增加7.5%（3000萬元）；配建20%、2小時儲能項目，初始成本將增加15%（6000萬元）；配建25%、4小時儲能項目，初始投資成本價將增加32.5%（1.3億元）。

當然，伴隨多方面成本的下降，此數據現今理論上會出現一定幅度的下降，但是配儲增加投入成本是不爭的事實。

中國光伏行業協會名譽理事長王勃華認為，在儲能商業模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資者帶來一定的負擔。

然而強制配儲雖然拉升了儲能的裝機，但是在一定程度上同樣造成了部分儲能項目質量的下滑。

遠景能源高級副總裁田慶軍某活動有著 “如果新能源項目不強制配儲，我想沒有一家公司是愿意配儲的” 、“因為儲能沒有發揮其價值，市場對其的態度是越便宜越好，而不是質量越高越好”的說法。

畢馬威在其發布的《新型儲能助力能源轉型》報告中指出，當前新能源企業配儲成本主要由企業自身承擔，給企業帶來較大壓力。企業可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，把儲能作為可再生能源優先并網的工具。

陽光電源董事長曹仁賢在某活動上表示，“很多儲能設備投而不用，直接造成儲能技術雷同、產品質量同質化、劣幣驅逐良幣等風險” 。

中電聯2022年11月發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》披露，新能源配儲項目等效利用系數僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網儲能的14.8%以及用戶儲能的28.3%。

儲能利用率或者可見一斑。

結三：用而不夠

建而不用，用而不夠，這或者是目前新型儲能的一個現狀。

某逆變器企業相關負責人對世紀儲能表示，按照10%、15%，甚至20%的比例配儲，從現有情況分析，該比例是很難起到調峰調谷的作用。該負責人表示，如果儲能要起到期望中的作用，配儲比例最少要達到30%。

當然，伴隨著行業的發展，現在部分省市地區在配儲比例上有所提升。

縱觀儲能的比例可以發現，從最初的10%，到現今的15%、20%、30%，比例日漸提升，儲能市場也從最初1小時，逐漸上升到2小時、4小時，配儲比例整體開始走高。

以河南為例，在9月24日，河南省發改委發布《2023年首批市場化并網風電、光伏發電項目開發方案的通知》。

項目規模共計340.1萬千瓦，風電310萬千瓦、光伏共計23萬千瓦、分布式光伏共計7.14萬千瓦。其中，除分布式光伏外，需進行火電靈活性改造及配置電化學儲能，配置電化學儲能的比例在35%-55%/2h之間，儲能總規模達到了1.49GW/2.96GWh。55%的配儲比例也為近期最高配儲比例。雖然如此之高配儲比例并不多見，但是從此批次項目的配儲比例來看，在行業內依舊處于高點。

但是從25個項目的配儲比例可以發現配儲比例因不同項目比例呈現出不同。

對于新能源配儲標準，行業內一直呼吁不要“一刀切”，應該因地制宜，根據當地實際情況來確定配儲的比例。

“不能各地都給一個統一的標準了事，這樣會導致有的地方不夠用，有的地方用不上，‘旱的旱死，澇的澇死’，資源反而浪費了。”一電站開發企業領導說到。

9月份，華北電力大學教授、中國工程院院士劉吉臻《能源轉型與新型電力系統》的主題報告中指出：對儲能一定要有個清醒的認識，儲能不是萬能的，將來新型電力系統，能源轉型以后的以新能源為主體的能源系統，儲能要發揮作用，但是十分有限。

劉吉臻院士也有著“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，……相當于長江水弄了幾個裝礦泉水桶的，沒有起到什么作用”的說法。從而也引發了系列關于儲能作用的爭鳴。

姑且不論儲能的作用與否，“強制配儲”之所以受到很多質疑聲，而不是企業的主動行為，主要原因在于相關政策以及盈利模式的不完善。

“投入和產出不成正比，甚至只有投入沒有產出，誰還會愿意投建儲能？”電站開發企業領導表示。

10月25日，國家發改委、國家能源局發布加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見。該意見重點強調了新能源與儲能協同發展，推動基地按相關標準配置儲能，按需科學規劃與配置儲能。

有媒體對該政策的下發報以積極的觀點，認為其將使強制配儲成為過去式。具體怎樣或仍需事實來驗證。

新能源配儲依照現有趨勢判斷或仍將繼續，但是如何科學、合理地發展仍需研究、思考。任何一件事物在發展的過程中總是經歷從不完善到完善的過程，期待新能源配儲亦會如此，通而不結。