新型储能一季度同比增210%，利用率低问题何解？

界面新闻记者 ｜ 戴晶晶

“截至2024年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较2023年底增长超过12%，较2023年一季度末增长超过210%。”

4月29日，国家能源局举行新闻发布会，能源节约和科技装备司副司长边广琦在介绍新型储能发展情况时提及上述数据，并指出新型储能持续快速发展。

2024年《政府工作报告》中首次提出“发展新型储能”。边广琦表示，国家能源局高度重视新型储能发展工作，通过推动技术创新试点示范、强化新型储能调度运用等措施，促进新型储能多元化高质量发展。

《“十四五”新型储能发展实施方案》要求，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能完整市场化发展。

边广琦还在新闻发布会上回应部分新型储能利用率偏低的问题，表示明确调度管理范围是新型储能科学合理调用、提高利用率的前提。

新型储能利用率不高一直是行业的痛点问题，完善新型储能调度已成为政策热点。

在4月10日举办的第12届储能国际峰会上，中国工程院院士舒印彪提及，中国新型储能利用率不高，2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%。

电网侧储能分布在电网关键节点，提供调峰、调频等多种服务；用户侧储是指安装在用户侧(如家庭、企业和工厂等)的储能系统，能提升负荷侧用户灵活调节能力。

新能源配储是电源侧储能的主要形式，各地强制配储的政策曾多次引发争议。电力规划设计总院4月发文提及，新能源侧配置的新型储能，等效日均充放电次数仅为0.3次左右，在电力系统中的调节作用未能充分发挥。

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2023年，中国新增新型储能项目应用装机中，电源侧、电网侧项目装机功率占比分别为41%和56%。其中，电源侧项目以新能源配储为主。

4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，对电网企业、电力调度机构、新型储能项目单位提出了究竟要求。

随后南方电网对该文件进行了解读，并印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》。南方电网表示，融易新媒体消息，要结合实际需求实现每日“多充多放”，全力提升南网区域新型储能利用率。

但目前新型储能在电力系统中的定位还未得到充分明确，市场机制缺失下商业模式也亟待完善。

“从欧美实践看，电源侧大中型光伏电站配新型储能的基本逻辑是,发电商希望实现“能量时移”(把中午低价值的电存储起来，等高峰时段再送到网上)来最大化发电利益，而不是为了提供‘系统服务’。”

4月25日，中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤在中国能源研究会主办的“新型电力系统沙龙”上表示，对发电商来说，是否配储能，主要取决于不同时段的光伏发电价值加上政府的部分补贴，是否能增加其总体利益；而不是“为储而储”，造成亏本运行的结果。就电源侧这一究竟场景来说，新型储能所需要的是完善的现货市场机制。

尽管新型储能是未来电力系统不可或缺的组成部分，但朱彤强调，新型储能只是灵活性资源的一种，现有的电力系统无论在电源侧、电网侧还是用户侧，存量灵活性资源都还有挖掘潜力。