刚刚过去的2023年，一面是锂电池价格大降，另一面有强制配储政策“托底”，中国新型储能实现了高速发展。

中关村储能产业联盟公布的数据显示，2023年，中国新增投运新型储能装机21.5吉瓦/46.6吉瓦时（即最大充放电功率21.5吉瓦/储能容量46.6吉瓦时），规模同比增加三倍；而2023年累计已投运的情况是，新型储能装机累计34.5吉瓦/74.5吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%。

然而，身在储能行业中人却深感暗流涌动，种种迹象却显示，2024年之于新型储能，可能将意味着罕见的寒冬。

获悉，最近，一则“五大六小国央企发电集团因收益率不行而停止锂电储能项目”的传言持续发酵，迅速在储能业内激起千层浪。

众所周知，五大六小发电集团是新型储能最大的“衣食父母”，五大六小要是停掉了锂电储能项目，储能行业可就真的“完犊子了”。

对此，五大六小未作出任何回应，出奇安静。那么，为何仍在“传言”阶段就引发行业情绪？传言背后到底暗藏什么样的储能行业发展逻辑？新能源配储能这条路到底能不能走得通？

“传闻”背后的行业情绪

五大六小实际上已构成国内新型储能的最大集采方。规模有多大？来看一组数据：

据北极星储能网统计，在2023年内，各大央企发电集团共发布了25批次集采，合计采购储能系统超36吉瓦时，储能电池2446.6吉瓦时，储能PCS合计超4.8吉瓦。

什么概念呢？也就是2023年一年内的46.6吉瓦时新增储能系统容量中，光是五大六小为首的央国企发电集团就一共采购了超36吉瓦时，占比高达77%。

若传言为真，对于一众苦苦挣扎于白热化价格战中的储能集成商而言，说“釜底抽薪”也不为过。

当然，强制配储项目不太可能停。但上述传言是否已经表明，2024年，五大六小的储能项目审核将更加严格、项目批复将更为谨慎？

不用说全部叫停，哪怕只是一个项目减量，就足够新型储能“喝一壶”的。

从宏观与顶层设计层面来看，中国在2023年年底已基本达成“到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦（即30GW）以上”的目标，即提前两年实现了新型储能“顶层规划”的伟大目标。

在此背景下，顶层设计对于储能项目的敦促以及发电集团对储能项目的上马力度，的的确确是存在放缓空间的。

另一方面，由于五大六小和独立储能是目前贡献储能装机规模的两大主要类型（以2022年为例，两者容量占比分别为45%和44%），随着独立储能的大规模推进，也将减缓五大六小的储能装机速度。

如今，从中央到地方都在试验提升储能电站的收益率，办法之一就是将很多新能源配储转为独立储能。区别于新能源配储，独立储能就是一个储能电站可以同时为多个新能源场站提供储能服务。

山东省已有相关文件出台。

2023年9月，山东发布了全国首个配建储能转独立储能的试点文件《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》。业内普遍认为，2024年预计将有更多省市出台类似鼓励“配建储能转为独立储能”的政策。

随着五大六小旗下新能源配储逐步转为独立储能后，未来新建的风、光电站也就不再需要那么多的新建储能电站了。

那么可以预判，首先，电源侧五大六小新能源配储压力骤减，新能源配储装机量将大减；其次，电力规划总院曾有预计，随着大量新能源配储转为独立储能，在电网侧关键节点集中配置储能的容量需求可降低20-30%左右。

储能减缓为那般？

那么，五大六小大幅减缓新建储能项目，到底有没有动因？

实际上，强制配储落地后的几年，配置储能电站往往成了企业（项目开发商）获得新能源开发指标的一种手段，是“能否并网”的先决条件之一，也能满足地方新能源开发的相关要求和验收。

那么，那些应强制配储而生的储能电站，其实际表现又如何呢？

有来自发电央企华能集团的内部人士曾无奈表示，储能电站，尤其是新能源配储，原本是为了减少了弃风、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。

以储能大省山东为例，据储能盒子统计，2023上半年，山东独立储能规模是197.6万千瓦，上半年等效运行时长543小时；配建储能共计85.4万千瓦，等效运行时长192小时。也就是说，配建储能利用小时数仅为独立储能的1/3。若按单位造价2.5元/KW计算，有高额的电力设备没有用起来。

另据中电联基于2022年的数据统计，国内新能源配储项目平均等效利用系数仅6.1%，几乎是独立储能该项系数的一半。虽然2023年这个系数可能会有所提升，但问题恐怕依然十分严重。

如此之低的利用率也就意味着，如果没有强制配储的要求，现阶段企业就会缺少配储的热情，因为配储直接拉高了电站的投资成本，经济账算不过来。而央企建设新能源场站是有盈利指标的。

央企新能源开发最大的优势和底气——较低的融资成本、较高的融资信用，即使央企自有资金比例仅有20%，也可以轻松拿到银行的低息贷款，初次授信以及续贷均无忧。

现实中，由于央企是事实上的“二次银行”，能够持续获得低息贷款，比如新能源项目投资收益率要求是6%-7%，实际只要拿到了贷款利率的利差，就能够覆盖人工等新能源场站的运营成本。

但是，近一两年来，新能源开发的底层逻辑已经发生了重大转变：一是新能源投资的成本已经有所抬头（太阳能和风能的确是取之不尽，但是在实际项目落地过程中，土地、负荷、外送通道等资源都十分有限）；二是新能源发电的量与价也面临高度不确定性。这些因素都危及央企新能源开发收益率指标的实现。

目前，五大六小发电央企都在抢装风光新能源装机，但由于新能源并网难的问题大面积存在，装完了电站都要面临限电。以青海省为例，由于无间新能源大发，这么多的风电光电，电网一时之间消纳不了，很多新能源场站都在午间被要求停止发电三到四个小时。青海如此，甘肃、新疆、宁夏、内蒙等地区恐怕也难逃此劫。

限电之外，新能源发电还面临着限价困境。

有中电联人士此前披露，目前大型光伏电站需要获得0.26-0.3元/度的上网电价，才能覆盖建设成本。但是很多地区已经拿不到这样的电价了，例如青海省的上网电价仅有0.2277元/度，甘肃省更是要求新能源中长期价格控制在8.8-13.3分之间，山东省去年五一期间甚至出现了负电价。

强制配储的“灵魂之问”

国内强制配储在落地中的争议由来已久。2023年9月16日，华北电力大学教授、中国工程院院士刘吉臻在一次主题报告中，报告中透露，国务院总理李强以及有关部门自2023年5月份以来，已经就储能产业的态势、发展的前景分析、面临的问题瓶颈以及对策等，先后两次委托中国工程院来提供研究报告。刘院士主持了这研究报告的起草工作，目前报告已经上呈中央。

针对业界实现碳中和的两大解决方案，一是“风电、光伏配储能”；二是通过CCUS实现碳的捕集和封存，刘院士认为“都是外行的话”。“都是很不专业的概念，他（们）不懂电是什么。”刘院士称。

因为在电力系统当中，在大规模新能源消纳的过程当中，新型储能基本上没有发挥什么显著的作用。

刘院士考察了不下5个储能电站，每到一个电站，刘院士向电站方索要最近几个月的调峰运行数据，电站方根本就调不出来数据，很尴尬。也就是说，储能电站根本就起不到给新能源做调节的作用；此外，刘院士认为储能“经济性不足”也是伪命题。

刘院士在给中央的研究报告里表示，截至目前，“储能就相当于长江水弄了几个矿泉水桶（去储水），没有起到什么大的作用。”这才是给新能源发电配储“并不灵”的症结所在。

国内大型储能的实际运营数据，也佐证了刘院士的观点。

大型光伏电站配套储能电站运行的模式为：中午光伏大发，富余电量给储能电站充电，夜间放电一次，每日一充一放。以此模式，储能电站仅可以做到2小时左右的调节，且还要面临储能电站充放电利用率的持续衰减。

然而，目前，青海省新能源电站的弃风弃光已经达到每天中午三、四个小时。而储能电站的储能时长过短，2小时左右的调节根本覆盖不了如此大量的弃风弃光，更遑论跨月、跨季、跨年的长时调节了。

首先，要明确一个概念，就是储能电站在能力范围内实现的“2小时左右的调节”，也仅是说充放电时长各是2小时，并不意味着那2小时时间内，新能源场站所有的弃风弃光，储能电站都能够把它储存起来。

其次，电化学储能设备在低温条件下的“失电”问题，也是储能价值有限的一大因素。

第三，电化学储能商用效果也差强人意。电化学储能大概只有7到8年的生命周期，与光伏电站20年生命周期不相匹配。储能电站度电成本约0.7元，与0.2元甚至更低的上网电价狭路相逢，根本就无法收回成本。宁夏一储能电站，投资4亿元每月收益才100万元（关联阅读：《调查宁夏储能产业：投资4亿元，每月收益仅100万元》）。

刘吉臻院士提醒业界对储能要有清醒的认识，储能不是万能的，将来能源转型以后以新能源为主体的新型电力系统，储能要发挥作用，但是作用会十分有限。

因而，政策建议方面，刘院士不主张新能源要大规模强制配储，认为出路还是在“源网荷一体化”。同时，与其在电源侧强制配储，不如在负荷侧配置储能。

回到五大六小对于储能“食之无味、弃之鸡肋”的问题，要想迎刃而解，核心已经不是“要不要”“够不够”“经济不经济”的问题了，而是如何在政策上作出优化调整，如何选择实现路径的问题。  

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