文 | 华夏能源网
在新型电力系统建设中，如何定位储能的价值？随着储能行业发展的火爆，关于这个问题的争议也愈加激烈。
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截至 2025 年底，中国电化学储能装机达到 1.4 亿千瓦。电化学储能装机超越抽水蓄能，成为当之无愧的储能第一大户。尽管官方在 2025 年初取消了实行多年的强制配储政策，但丝毫没有影响到储能装机的高速增长。
2026 年 1 月份，国家发改委、能源局出台“114 号文”，首次将电网侧独立储能纳入容量电价补偿范围。但是外界由此也满是疑问，为什么单独将网侧独立储能纳入容量电价？电源侧配储、用户侧储能为什么没能一并纳入到容量电价补偿范围？
事实上，直至现在，尽管电化学储能装机持续高速增长并创造了历史新高，但对于电化学储能到底能在多大程度上缓解新能源高比例的限电弃电问题，业界始终充满疑问。
目前，中国新能源装机已突破 18 亿千瓦，光是“ 十四五” 期间就新增新能源装机 13 亿千瓦。“ 十五五” 期间，中国每年新增新能源装机仍会保持在 2 亿千瓦以上。随着新能源越来越多，限电弃电问题会愈加严重，这正是需要储能大显神威的时候。
然而尴尬的是，截至目前储能的迅速发展并没有让弃光限电有效缓解。这一尴尬局面如果持续得不到纠正的话，对新能源产业的高质量发展无疑是很大的伤害。
新能源限电弃电愈演愈烈
近日在一场行业论坛上，国网能源研究院新能源研究所所长代红才公开表示：“ 十五五” 期间，我国新能源装机规模将普遍出现超过本地最大负荷的情况，特别是光伏产业潜力大、门槛低、易部署。而随着新能源装机的持续大幅攀升，同时由于国家明确对因报价原因未中标的电量不纳入新能源弃电量统计，这些因素都将推动新能源大限电在中国将持续深化与常态化。
来自电力央国企的一手信息也表明，近两年来，新能源电站限电弃电问题突出，已经严重影响到了电站的盈利能力。
中广核新能源 （HK：1811）2024 年年报披露，2024 年风、光项目平均利用小时数分别减少约 3.1%、16.8%，光伏加权平均电价同比大幅下降 12.5%；节能风电 （SH：601016）2024 年报称，因弃风限电损失电量 14.1 亿千瓦时，新疆 （18.3%）、甘肃 （16.9%）、青海 （14.6%） 成重灾区。
到了 2025 年一季度，某电力央企所持有存量电站统计数据显示，新能源电站平均限电率已经达到 17%。其中，西南省份的限电率趋近 20%；山东、江苏苏北等区域部分场站的限电率达到 30%；西北省份的平均限电率基本达到 30-40%，新疆部分区域甚至超过 50%。
此后，整个 2025 年，电力央国企所持有的新能源电站，限电率都维持高位。
来自电力央国企的数据显示，2025 年全年，黑龙江风电限电 42.59%，新疆哈密光伏限电 51.15%；东北三省 2025 年全年弃风限电已普遍超过 20%；2025 年陕北地区光伏弃光限电率加重，部分区域光伏电站超过 35%；2025 年全年，广西新能源实际限电率达到 30% 左右；2025 年全年，就连江苏某光伏项目发电量也同比下降了 15.83%……
弃电限电率持续走高，导致一些央国企下属的上市公司陷入亏损泥潭。
金开新能 （SH：600821） 业绩预告显示，预计 2025 年度实现归母净利润 8464.12 万元，相比上年同期减少 71807.82 万元，同比下降 89.46%；预计 2025 年度实现扣非归母净利润-33247.27 万元，相比上年同期减少 106816.90 万元，同比大降 145.19%。
国家电投集团旗下电投绿能 （SZ：000875） 发布的 2025 年半年报显示，以风光新能源为主的清洁能源装机 1135.09 万千瓦，占总装机比重 77.48%；煤电装机仅为 330 万千瓦，且均为热电联产机组。这家新能源旗舰公司，日前发布业绩预告称，其归母净利润同比下降了 59.97%-50.88%。
国家能源集团旗下发电企业长源电力，也出现亏损，预计 2025 年亏损 6500 万元–9700 万元，比上年同期下降 109.09%–113.56%。
已成规模的储能为何依然作用不大？
新能源弃电率的急速攀升，原因是异常复杂的。有新能源装机增长过快的问题，“ 十四五” 期间，新能源装机每年新增远超 2 亿千瓦，这么快的装机增长，整个电力系统的消纳能力建设根本就无法跟上；新能源弃电率急速攀升，也有电网建设相对电源建设严重滞后的原因，网源不匹配导致大量新能源无法上网消纳。
而从电源方面来说，新能源弃电限电要远较其他电源问题更复杂、更难以解决。新能源具有随机性、间歇性和波动性，这意味着，某些时间段新能源发电量不足够，需要一些灵活性资源来调峰顶峰，通常担任这一任务的是煤电；当某些时段新能源发电量太多，新能源限电弃电问题就产生了。
新能源弃电限电出现，恰好就是储能大显身手的时候。理论上，储能可以在新能源大发的时候把多余电量暂时储存起来，等到系统缺电时再放出来，从而大幅缓解限电弃电问题。
然而，现实情况表明，目前阶段的电化学储能并没能担起重任。
一位电力央企内部人士表示，即使多省光伏电站陷入亏损且成为常态，企业还是很难通过对存量场站进行储能配套技改来降低损失，在一些限电严重或者全时段电力过剩的区域，配备 2-4 个小时的储能电站也发挥不了太多价值。
储能为何起不到应有的作用？其中一个重要原因，该电力央企人士认为，是电源侧储能的“ 建而不调”。新能源配储没有自主调度权，在某些省份，受电网调度的影响，配建储能要赔钱，这也反映了缺乏灵活调度权限的配建储能发展的“ 窘境”。
当然，新能源配储“ 建而不调” 也不能将责任都推给电网。储能电站在大规模储存多余电量方面能力严重不足，也是重要原因。正如刘吉臻院士此前所言，电化学储能“ 相当于用几只矿泉水桶去为整个长江做调节”，目前新型储能在电量调节方面的力量太过渺小了，这是其得不到电网调度重视的一大原因。
储能至今仍未发挥重要作用的另一大原因，或许是储能装机量还远远不够。尽管目前中国已经拥有了超过 1.4 亿千瓦储能装机量，位居全球第一，但是相较于近 20 亿千瓦的新能源装机来说，还是太少了。
另外，储能技术本身的特点，也决定了它并非解决所有消纳问题的“ 万能钥匙”。
一方面，目前的电化学储能平均储能时长为 2-4 小时，适合应对日内的小幅波动，但弃风弃光问题往往发生在新能源集中大发、且持续时间长的时段 （如午间光伏大发），现有储能难以完全消化。如果遇上更长时间的弃电 （如连续数日的低负荷，或连续的风光大发），短时储能很快就会饱和，没有多的空间来吸纳新的弃电。
毫无疑问，未来很长一段时间内，中国的新能源限电弃电都将愈演愈烈。对于储能来说，既是机遇也是挑战。新能源业主方有感于新能源限电弃电肉眼可见的大幅走高，迫切需要储能；但是，如果储能的技术短板、体制机制问题始终无法解决，对解决弃电限电问题难以起到应有的作用，那么各方发展储能的心气儿就没了。
机遇与挑战同在，储能是该到了磨砺前行、破茧成蝶的关键时刻了。储能能否真正成为解决弃电问题的关键力量，从可有可无的“ 配角” 走向“ 舞台中央”，还有很长的路要走。
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