习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出，要推进先进储能技术规模化应用。近年来，我国高度重视储能技术与产业发展，先后出台一系列政策措施。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。

新能源配储能发展现状

　　截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%;新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。

　　为充分了解储能设施的运行情况，中电联对电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208个，合计容量215万千瓦，占全国电化学储能装机的近40%。其中，调研新能源配储能装机105万千瓦，占全国新能源配储装机的2/3，具有代表性。调研结果表明：

　　从不同应用场景储能项目配置时长看，调研机组储能平均时长为2小时，新能源储能配置时长为1.6小时，火电厂配储能为0.6小时，电网储能为2.3小时、用户储能为5.3小时，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。

　　从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。

　　从储能运行策略看，新能源配储弃电期间一天至多“一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

　　从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。相对而言，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。

　　从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500～3000元/千瓦时之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同，地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。

新能源配储能存在的主要问题

　　一是新能源配储能利用率低。

　　新能源配置储能是多种储能应用方式中的一种，新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。从调用频次来看，目前，新能源配置的储能一般是在有弃电时段进行充放运行，至多“一充一放”运行，部分区域配置的电化学储能基本未调用。电网侧、用户侧配的储能多为“两充两放”运行模式，火储调频由于受AGC调度指令响应，储能调用频繁;从等效利用系数来看，2022年第一季度新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用系数分别为6.1%、15.3%、14.8%、28.3%。火储、电网侧和用户侧配储日利用小时分别是新能源配储利用小时的2.5倍、2.4倍、4.6倍，用户侧配储的储能实施利用最为充分;从日充放电等效利用率来看，新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用率分别为51.1%、344.6%、82.4%、67.1%，说明新能源配储平均两日才能实现一次完整的充电。

　　二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。

　　新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。考虑到各地资源特性、消纳形势、电力系统需求不同，应当详细测算新能源配置储能的必要性及比例。但已建成的新能源配储电站利用率低下，说明“一刀切”式的配比要求不科学，且缺乏自主调用储能的商业模式与市场化激励，对储能作用考虑得并不充分。例如，部分地区要求存量项目开始配置储能装置，而根据修订后的GB38755《电力系统安全稳定导则》要求，多数新能源场站已完成一次调频改造，若再按照10%配置储能，储能设施完全能够满足场站一次调频能力需求，已经开展的一次调频改造无法发挥作用，造成资源浪费。尤其是新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大，总体处于产业发展初期，问题、需求和目标导向尚未理清(如新能源侧配储能是解决消纳问题、还是解决上报的功率曲线误差超标问题、或是解决系统灵活性资源不足问题)，“一刀切”的配置要求和管理方式不利于新型储能高质量发展。不同新能源类型配置同等储能缺乏科学性，光伏、风电同属新能源，但由于其发电特性不同，同要求下的配置储能在经济性、利用率方面具有较多差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性;分散的配置方式无法体现规模效益，新能源配置储能主要跟随新建项目，采取分散模式。由于建设单位为了抢占资源，更关注项目能否通过并网验收，配建储能的应用效果放在其次，储能装置质量参差不齐、管理使用模式也千差万别，再叠加调用次数少，造成储能利用率低、经济性差。尤其是单个新能源发电企业配置的储能或调峰设施规模较小，在运营过程中难以产生规模效应，出现运营成本高、效率低等问题。此外，不同电站之间的储能在协调方面也存在障碍，导致储能作用发挥不充分，储能利用率严重受限。

　　三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。

　　新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术，新能源配储投资成本无法满足收益率要求，投资回报机制模糊。目前新能源电价约在0.3元/千瓦时左右，即仅仅依靠回收弃电，远远不能满足收益率要求。新型储能对电力系统的效用呈多样性，主要受益方是电力系统全体参与者或者是用户，目前除削峰填谷(含消纳)和调频外，回报机制大多不清晰，且受政策性影响较大。当前，新能源配储成本由新能源开发企业承担，并未向下游传导，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力，影响新能源开发企业投资决策。新能源配置的储能可为电网提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，但在新能源场站内布置，现行的市场机制难以体现储能的其他价值。

　　四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。

　　新能源配储商业模式仍显单一。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，对于大部分新型储能的经营环境而言，电源侧电价峰谷差并不显著，辅助服务价格也不高，导致储能收益难以保障;储能的诸多市场和价格规则仍有待落地。2022年5月24日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，对新型储能“入市”后的市场、价格和运行等机制均作出了重要部署，该政策的出台将有效推动新型储能市场化进程，对储能产业及商业模式的创新发展意义重大。然而，该政策的落地与实际执行仍面临较多问题，各地在细化地方方案上也需因地制宜，政策变动对收益影响较大。此外，当前新能源配置储能仅规定了储能配置比例等基本参数，未出台配套的具体使用和考核办法;如储能如何参与调度、调度的频次、充放电次数、放电深度等方面尚没有明确的规定等，导致储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证，不仅加剧了部分企业劣币驱逐良币、选择质量较差低廉储能产品的意向，且强配储能极少被调用，形成了负反馈的恶性循环。