新能源强制配储政策带来了储能市场的繁荣，但一配了之、配而不用等矛盾也日益凸显，储能的实际价值大打折扣。

作为电力系统的充电宝——储能可以在弃风、弃光时削峰填谷，提升电力系统灵活性和可靠性。在高比例可再生能源消纳压力下，储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，是构建新型能源体系不可或缺的关键技术。目前，超过20个省市要求新能源项目配置10%—20%、时长1—4小时的储能，并将其作为可再生能源并网或核准的前置条件。此举催热储能市场的同时，也加重了发电企业的负担。新能源配储等效利用系数仅为6.1%，花大价钱建设的储能项目白白沦为摆设。

一配了之、配而不用，新能源强配储能的合理性备受质疑。业内多次呼吁，新能源配储不能简单“一刀切”，应停止强制措施，配不配、怎么配交给市场选择。知情人士日前向《中国能源报》记者证实，这一呼声此次得到了主管部门的高度重视，相关部门正在研究叫停新能源强制配储政策，优化储能调度运行机制，切实让储能发挥出价值。

政策带来储能规模化市场

新能源强制配储从何而来？早在2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。2019年，我国首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50兆瓦/100兆瓦时的磷酸铁锂电池储能项目投入运行。

从2020年开始，国家层面出台多项政策意见，明确建立健全清洁能源消纳长效机制，鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、储能等电源配置。提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。各省区市政府、电网在执行过程中，进一步对储能配置规模、时长等因素提出明确要求，多地“一刀切”将配建储能作为新能源建设的前置条件，由鼓励引导到强制配储，原本心照不宣的并网规则“由暗转明”。比如，湖南28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6 兆瓦/777.2兆瓦时储能设备,与风电项目同步投产，配置比例为20%左右；辽宁明确优先考虑附带储能设施，有利于调峰的风电项目。

在政策的带动下，2020年“新能源+储能”驶入发展元年，当年电化学储能项目的装机规模逆势上升，达到4.7吉瓦，超过2019年新增投运规模的1.6倍。储能自此驶入发展快车道。

中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模59.8吉瓦，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10吉瓦，达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时。全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67吉瓦。