网讯：光伏、风电等大量装机的当下，新型储能成为非常活跃的领域。今年上半年，新型储能投运装机规模再创新高，利用率也得到大幅提升。
7月31日，国家能源局举行三季度新闻发布会，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。
按此测算，仅上半年新建成投运新型储能项目装机规模就达到了1305千瓦/3219万千瓦时，相比去年同期增长了56.66%。
自2022年起，新型储能迎来爆发式发展。2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模为870万千瓦，比2021年底增长110%以上。
2023年上半年，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，拉动直接投资超过300亿人民币。在此基础上，去年下半年，新投运装机规模继续高增，半年增长1427千瓦/2098千瓦时。
最终，2023年一年新增装机规模达到了约2260万千瓦/4870万千瓦时。这一数字不仅较2022年底增长超过260%，而且近10倍于“十三五”末的规模。
不过，在装机规模快速发展的同时，储能“建而不调”问题突出，进而导致新型储能发挥的实际作用远低于预期。据统计，2023年上半年，我国电化学储能电站（占新型储能装机 98% 以上）平均日等效充放电次数0.58次（相当于1.7天完成1次完整充放电），实际利用率仅 34%，未达到设计利用率的一半。
面对这种建而不用、少用的尴尬局面，行业内部开始反思新型储能的发展。2023年底，部分院士、专家提出“风光配储不是最优路径”“储能不是万能的”“储能没那么重要”等新的质疑观点。
今年3月，第十四届中国国际储能大会上，国家能源局科技司原副司长刘亚芳也曾指出，新型储能并网和调度运行亟待改进加强，“建而不调，安装再多的储能设施也是没有意义的。”
一时间，新型储能定位莫衷一是。
对此，今年4月2日，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，促进新型储能行业高质量发展。
从数据来看，2024年以来，新型储能利用率有了大幅提高。
据国家能源局7月31日的介绍，国家电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，分别较2023年上半年提高约100%、86%。在市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。南方电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达560小时，已接近2023年全年调用水平。
不过，按照上述数据，国网今年上半年新型储能平均日等效充放电次数为0.51次，相当于约两天完成1次完整充放电，仍然低于设计利用率。
“对于新型储能，尤其是电化学储能，电网有着天然的不信任。”一位西北新能源投资人士向预计能源表示。
业内人士分析称，储能电站利用率低有多方面的原因。
首先是风光新能源项目的配建储能质量差。“投资方投建储能只是为了风光并网指标，在购买设备时追求绝对低价，甚至使用废旧电池，消防设施更是能省则省，出于安全考虑，导致运营方和电网均不敢调用。”一位电网企业人士表示，“再一个，新能源配储电站一般单个体量太小，占用电网调度资源严重，调度起来比较繁琐。”
此外，由于目前部分储能项目缺少商业模式，充放电没有收益，叠加一些新能源配储只能服务单一风光电站，无法独立并网，增加了接受电网调度的难度。
不过，多位行业人士表示，随着储能容量租赁模式的推广，越来越多风光电站不再选择自己配储，而是通过租赁容量完成并网指标。当百兆瓦级别的独立储能电站数量越来越多、储能需要真正用起来，且成为独立市场主体需要自付盈亏的时候，储能设备质量差和体量小的问题就有了很大改善。
不过，除了上述问题，新型储能依然面临盈利难，商业模式模糊的“卡点”。
“解决这个问题最有效、最直接的办法就是加强电网调度，远期解决的办法是加强电力市场机制建设。”中国能源研究会储能专委会委员裴善鹏此前撰文指出。
事实上，储能本身没有发电能力，需要充电，所以其电能量价值可以理解为负，但可以将中午时段低价甚至是无法消纳的新能源电量挪至晚高峰高价时段发出，具有极高的灵活性价值。
灵活性价值是储能最重要价值，这一价值主要需要现货市场来体现。
裴善鹏在前述文章中指出，电力现货市场下，储能实现了自调度，即不依赖电网调度指令，而是企业自主预测电力市场基于供需关系形成的现货电价，在低谷时充电，在高峰时放电，只要现货市场有价差，储能就可以充放电。山东省风光装机量大、现货价差大，新型储能参与市场的机制健全，储能运行最好；广东省风光装机量只有山东省的一半左右，水电多调节能力强，形成的价差太小；山西省风光装机比例大、现货价差大，虽然现货机制领先于山东，但建成的独立储能电站少，参与现货的实践不如山东省。
这一点，国家能源局的统计调研也有所印证。
据国家能源局介绍，今年上半年在市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。其中，山东在电力宽松时段，实行独立储能自调度；在电力供应紧张、新能源消纳困难时段，接受电网统一调度，新型储能利用水平持续提升。此外，开展配建储能转为独立储能试点。数据显示，2024年上半年，山东新型储能等效利用小时数520小时，同比增加153小时，消纳新能源电量7.1亿千瓦时，同比增长214%。
但是，真正建立电力现货市场的地区仍属少数。
截至目前，全国仍然只有5个省份实现长周期连续结算试运行，其中广东、山西、山东已转正，甘肃、蒙西则连续运行2年以上。
在大多数没有启动现货的省份，储能应用全部依赖调度的调用，以宁夏为代表的非现货省份，储能实际调度次数远不及政府的预期，利用率仍较低。根据裴善鹏介绍，其对西部某省份的调研表明，其储能平均5天调用一次。
不过，限制储能发展的“电力现货市场”正在逐步打通。
党的二十届三中全会提出，要构建全国统一大市场，完善市场经济基础制度。包括现货市场在内的全国统一电力市场建设就是其中重要一环。
公开信息显示，我国现货市场已基本做到“省份全覆盖”。另据长江证券研报预计，今年其他试点省份有望加速推进。
新型储能的另一个卡点，是寿命。
根据中国电科院数据，目前国内功率型储能实际运行寿命平均不足3年，而预期寿命是10年。能量型储能实际运行平均寿命不足8年，而预期寿命是15年。电池系统实际循环寿命和电池单体实验循环的寿命之比平均不足0.5，预期是0.85以上。
不过，如今国内储能厂商也开始重视这一问题。
比如，宁德时代在2020年成功研发“3年零衰减”的超长寿命电池后，今年又推出了“首5年容量零衰减，首5年功率零衰减”的天恒储能系统，其实验室实测循环寿命超过15000次。
此外，储能行业在过去野蛮生长、价格跌穿成本线、行业无序竞争的背后隐藏着极大的质量安全问题。据调研，已投运的新型储能电站普遍存在故障率高、容量衰减、效率低下等问题，电池试验合格率不足60%，可能埋下安全隐患。
“储能行业的这些‘卡点’，有希望在未来3年左右实现突破。”五矿证券的研报指出，当储能卡点打通，储能发展将从强配驱动转为经济性驱动，届时装机有望复刻2018-2023年光伏装机指数级增长且连年超预期的历程。
