新能源棄電限電常態化，暴露了儲能“難堪大用”的尷尬

在新型電力系統建設中，如何定位儲能的價值？隨著儲能行業發展的火爆，關于這個問題的爭議也愈加激烈。

截至2025年底，中國電化學儲能裝機達到1.4億千瓦。電化學儲能裝機超越抽水蓄能，成為當之無愧的儲能第一大戶。盡管官方在2025年初取消了實行多年的強制配儲政策，但絲毫沒有影響到儲能裝機的高速增長。

2026年1月份，國家發改委、能源局出臺“114號文”，首次將電網側獨立儲能納入容量電價補償范圍。但是外界由此也滿是疑問，為什么單獨將網側獨立儲能納入容量電價？電源側配儲、用戶側儲能為什么沒能一并納入到容量電價補償范圍？

事實上，直至現在，盡管電化學儲能裝機持續高速增長并創造了歷史新高，但對于電化學儲能到底能在多大程度上緩解新能源高比例的限電棄電問題，業界始終充滿疑問。

目前，中國新能源裝機已突破18億千瓦，光是“十四五”期間就新增新能源裝機13億千瓦?！笆逦濉逼陂g，中國每年新增新能源裝機仍會保持在2億千瓦以上。隨著新能源越來越多，限電棄電問題會愈加嚴重，這正是需要儲能大顯神威的時候。

然而尷尬的是，截至目前儲能的迅速發展并沒有讓棄光限電有效緩解。這一尷尬局面如果持續得不到糾正的話，對新能源產業的高質量發展無疑是很大的傷害。

新能源限電棄電愈演愈烈

近日在一場行業論壇上，國網能源研究院新能源研究所所長代紅才公開表示：“十五五”期間，我國新能源裝機規模將普遍出現超過本地最大負荷的情況，特別是光伏產業潛力大、門檻低、易部署。而隨著新能源裝機的持續大幅攀升，同時由于國家明確對因報價原因未中標的電量不納入新能源棄電量統計，這些因素都將推動新能源大限電在中國將持續深化與常態化。

來自電力央國企的一手信息也表明，近兩年來，新能源電站限電棄電問題突出，已經嚴重影響到了電站的盈利能力。

中廣核新能源（HK：1811）2024年年報披露，2024年風、光項目平均利用小時數分別減少約3.1%、16.8%，光伏加權平均電價同比大幅下降12.5%；節能風電（SH：601016）2024年報稱，因棄風限電損失電量14.1億千瓦時，新疆（18.3%）、甘肅（16.9%）、青海（14.6%）成重災區。

到了2025年一季度，某電力央企所持有存量電站統計數據顯示，新能源電站平均限電率已經達到17%。其中，西南省份的限電率趨近20%；山東、江蘇蘇北等區域部分場站的限電率達到30%；西北省份的平均限電率基本達到30-40%，新疆部分區域甚至超過50%。

此后，整個2025年，電力央國企所持有的新能源電站，限電率都維持高位。

來自電力央國企的數據顯示，2025年全年，黑龍江風電限電42.59%，新疆哈密光伏限電51.15%；東北三省2025年全年棄風限電已普遍超過20%；2025年陜北地區光伏棄光限電率加重，部分區域光伏電站超過35%；2025年全年，廣西新能源實際限電率達到30%左右；2025年全年，就連江蘇某光伏項目發電量也同比下降了15.83%……

棄電限電率持續走高，導致一些央國企下屬的上市公司陷入虧損泥潭。

金開新能（SH：600821）業績預告顯示，預計2025年度實現歸母凈利潤8464.12萬元，相比上年同期減少71807.82萬元，同比下降89.46%；預計2025年度實現扣非歸母凈利潤-33247.27萬元，相比上年同期減少106816.90萬元，同比大降145.19%。

國家電投集團旗下電投綠能（SZ：000875）發布的2025年半年報顯示，以風光新能源為主的清潔能源裝機1135.09萬千瓦，占總裝機比重77.48%；煤電裝機僅為330萬千瓦，且均為熱電聯產機組。這家新能源旗艦公司，日前發布業績預告稱，其歸母凈利潤同比下降了59.97%-50.88%。

國家能源集團旗下發電企業長源電力，也出現虧損，預計2025年虧損6500萬元–9700萬元，比上年同期下降109.09%–113.56%。

已成規模的儲能為何依然作用不大？

新能源棄電率的急速攀升，原因是異常復雜的。有新能源裝機增長過快的問題，“十四五”期間，新能源裝機每年新增遠超2億千瓦，這么快的裝機增長，整個電力系統的消納能力建設根本就無法跟上；新能源棄電率急速攀升，也有電網建設相對電源建設嚴重滯后的原因，網源不匹配導致大量新能源無法上網消納。

而從電源方面來說，新能源棄電限電要遠較其他電源問題更復雜、更難以解決。新能源具有隨機性、間歇性和波動性，這意味著，某些時間段新能源發電量不足夠，需要一些靈活性資源來調峰頂峰，通常擔任這一任務的是煤電；當某些時段新能源發電量太多，新能源限電棄電問題就產生了。

新能源棄電限電出現，恰好就是儲能大顯身手的時候。理論上，儲能可以在新能源大發的時候把多余電量暫時儲存起來，等到系統缺電時再放出來，從而大幅緩解限電棄電問題。

然而，現實情況表明，目前階段的電化學儲能并沒能擔起重任。

一位電力央企內部人士表示，即使多省光伏電站陷入虧損且成為常態，企業還是很難通過對存量場站進行儲能配套技改來降低損失，在一些限電嚴重或者全時段電力過剩的區域，配備2-4個小時的儲能電站也發揮不了太多價值。

儲能為何起不到應有的作用？其中一個重要原因，該電力央企人士認為，是電源側儲能的“建而不調”。新能源配儲沒有自主調度權，在某些省份，受電網調度的影響，配建儲能要賠錢，這也反映了缺乏靈活調度權限的配建儲能發展的“窘境”。

當然，新能源配儲“建而不調”也不能將責任都推給電網。儲能電站在大規模儲存多余電量方面能力嚴重不足，也是重要原因。正如劉吉臻院士此前所言，電化學儲能“相當于用幾只礦泉水桶去為整個長江做調節”，目前新型儲能在電量調節方面的力量太過渺小了，這是其得不到電網調度重視的一大原因。

儲能至今仍未發揮重要作用的另一大原因，或許是儲能裝機量還遠遠不夠。盡管目前中國已經擁有了超過1.4億千瓦儲能裝機量，位居全球第一，但是相較于近20億千瓦的新能源裝機來說，還是太少了。

另外，儲能技術本身的特點，也決定了它并非解決所有消納問題的“萬能鑰匙”。

一方面，目前的電化學儲能平均儲能時長為2-4小時，適合應對日內的小幅波動，但棄風棄光問題往往發生在新能源集中大發、且持續時間長的時段（如午間光伏大發），現有儲能難以完全消化。如果遇上更長時間的棄電（如連續數日的低負荷，或連續的風光大發），短時儲能很快就會飽和，沒有多的空間來吸納新的棄電。

毫無疑問，未來很長一段時間內，中國的新能源限電棄電都將愈演愈烈。對于儲能來說，既是機遇也是挑戰。新能源業主方有感于新能源限電棄電肉眼可見的大幅走高，迫切需要儲能；但是，如果儲能的技術短板、體制機制問題始終無法解決，對解決棄電限電問題難以起到應有的作用，那么各方發展儲能的心氣兒就沒了。

機遇與挑戰同在，儲能是該到了磨礪前行、破繭成蝶的關鍵時刻了。儲能能否真正成為解決棄電問題的關鍵力量，從可有可無的“配角”走向“舞臺中央”，還有很長的路要走。