配建储能已成为全国各地新能源项目并网的普遍要求，根据中电联调研数据显示，截至去年底，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，但新能源配储等效利用系数仅为6.1%，影响储能收益，储能“建而不用”问题突出，亟待解决。
该问题也引起了国家能源主管部门的关注，近日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长熊敏峰在有关会议致辞中表示，将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。
新能源配储利用现状——新能源配储利用率低、大部分储能项目的盈利水平不高、商业模式不明
中电联《新能源配储能运行情况调研报告》显示：中电联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三分之二，具有代表性。调研结果如下：
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2h，新能源储能配置时长为1.6h，火电厂配储能为0.6h，电网储能为2.3h、用户储能为5.3h，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。
从储能运行策略看
新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，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/kWh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。
存在问题：新能源配储利用率低、配储规模缺乏科学论证、成本缺乏疏导机制、商业模式欠缺等
储能电站为何利用率低？储能系统的利用率主要受计划停运和非计划停运两个方面因素的影响。
计划停运指储能电站因检查、试验、检修等目预先计划安排停运的状态，例如去年北京“4.16”储能火灾事故后，诸多省份多个储能电站暂时停止运行，同时开展储能安全大排查和安全改造，由于粗放式建设，安全、技术以及建设流程不满足相关标准和规定是储能电站利用率低的原因之一。
盈利水平有限，储能电站主动不参与电力市场交易是计划停运的主要原因之一。例如今年山东部分共享储能电站在电力现货市场交易中，由于夏季部分月份现货市场电价价差过低，运营单位在考虑储能电站充放电损耗和电池衰减等因素后，无盈利空间，运营单位主动停止储能参与现货市场服务。另一方面，目前储能只有峰谷电价差有相对明确的计算方式，缺乏成熟的盈利模式，也是导致储能电站大量闲置的重要因素。
非计划停运是指不在计划内的停运，包括电力系统和储能系统故障等因素造成的停运，其中储能系统设备自身故障停运是储能利用率低的最主要因素。
以磷酸铁锂储能单元为例，集中式储能单元由数千个单体电池串并联而成，各类信息数据量庞大。以某百兆瓦级储能电站实际报警和故障信息为例，储能电池和BMS的故障占据储能电站故障信号占比超过90%，以电池过压、欠压、温度报警信号为主，每月报警信息可达到上万次，尽管多数报警信号无需停机处理，但部分严重信号需要储能单元进行停机处理，而目前主流的集中式储能系统也往往无法做到分簇管理，影响储能电站的整体利用率。
提升储能电站的利用率的路径
首先，依赖电力市场价格机制的健全，完善新型储能参与现货市场、辅助服务市场等价格机制，根据电力系统需求科学安排建设规模，保证已投储能的盈利水平和利用率，同时拓扑服务种类，充分发挥储能的多重功能，例如探索以调峰为主的储能电站，同时参与调频、备用等服务。
其次，关注储能系统的技术水平研究，提升设备的可靠性，例如针对主要报警或故障类别开关技术攻关，又如针对单个电池故障导致整个储能单元停运研究开展拓扑结构、BMS控制和均衡技术研究，从而减少故障影响范围，实现分簇甚至分模块推出和投运，提升利用率。
再次，避免储能系统的安全风险，安全问题是行业的头号重点也是难点问题，也是影响储能电站利用率的主要因素。如何提升储能电站的安全问题至关重要，需要从系统集成、消防介质选择、探测传感器配置、联动控制逻辑等多方面进行考虑。
最后，提升运维管理水平，储能电站发展时间较短，与传统的电力设施差异运维方式差异较大，行业也缺乏专业的运维管理人员。通过制定运维管理规程规范，配合智能数字化辅助运维工具等手段可提升项目的运维管理水平，在发生故障停运时能否快速正确处理，减少因故障导致的储能电站停运时间。
通过分析提出从电力市场建设、技术水平研究、安全风险消除、运维管理水平提升四个维度提高储能设施的利用率，从而实现储能的多重价值和对电力系统的高效支撑并获取合理收益。
如何解决建而不用问题?
中电联《新能源配储能运行情况调研报告》建议： (滑动查看）
1.优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平
因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求，集中建设独立或共享储能电站，新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。
2.加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平;加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题。优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理，制定储能电站消防审核验收、备案程序；建立电池选型和检测体系，新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测，检测不符合要求的不予并网；在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价，定期进行抽检及监督检查；加强运维人员安全培训。完善技术标准体系。提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度，在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面，加快标准制修订工作，实现标准引领。
3.完善市场机制，促进储能产业发展
健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《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》要求，各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。出台新型储能容量电价政策。理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。
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