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%。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。

 

《新能源配储能运行情况调研报告》表明，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，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；二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证；三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道；四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善；五是新型储能安全管理仍需加强；六是新型储能运维难度大。

 

中电联建议，一是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；二是加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平；三是完善市场机制，促进储能产业发展，健全新型储能电站参与电力市场规则。