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國內(nèi)儲能電站的實際運行數(shù)據(jù)可謂“捉襟見肘”，仿佛揭開了儲能行業(yè)最大的一塊遮羞布。

2021年以來，大量玩家抱著“淘金”的期望涌入儲能行業(yè)，但如今卻“風聲鶴唳”，激烈競爭下儲能電芯及系統(tǒng)價格迅速下降，部分企業(yè)已面臨生存困境。

進一步探究發(fā)現(xiàn)，儲能行業(yè)面對的更深層次問題是，“建而不用”的畸形現(xiàn)象持續(xù)已久，卻遲遲未得到改善。

不過，11月22日，國家能源局發(fā)布《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知（征求意見稿）》，這一政策無疑是吹響了儲能電站并網(wǎng)調(diào)用的“預備哨”。業(yè)內(nèi)專家表示，“建而不用”的問題將得到緩解。

裝機與運行的巨大反差

數(shù)據(jù)顯示，截至2023年9月末，中國新型儲能項目累計裝機規(guī)模25.3GW/53.4GWh，功率和能量規(guī)模同比+280%/+267%。2023年前三季度，中國新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模突破10GW，達到12.3GW/25.5GWh，同比+925%/+920%。

在儲能行業(yè)“驚人”的增長態(tài)勢背后，儲能電站的實際運行數(shù)據(jù)卻與裝機規(guī)模仍存在巨大反差，這是行業(yè)必須直面的殘酷真相。

根據(jù)國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2023年上半年，中國電化學儲能電站平均利用系數(shù)0.09，日均利用2.16小時；2022年，國內(nèi)電化學儲能電站平均利用系數(shù)為0.09，日均利用2.27小時，可見，今年上半年電化學儲能電站日均利用小時數(shù)微降，平均利用系數(shù)保持不變。

2023年上半年國內(nèi)電化學儲能電站平均每1.7天完成一次完整充放電，即日均滿充滿放次數(shù)為0.58次；平均利用率指數(shù)0.34，達到電站平均設計利用小時數(shù)的34%。對比2022年，國內(nèi)電化學儲能電站日均利用指數(shù)為32%。不難看出，今年上半年電化學儲能電站日均利用指數(shù)與2022年幾乎無異。

該平臺也標注了相關數(shù)據(jù)的計算方式，例如：日利用指數(shù)=統(tǒng)計期間充放電量之和與額定能量*設計的日充、放電次數(shù)*統(tǒng)計期間天數(shù)的比值，日利用指數(shù)為100%時則滿足電站設計充放電策略。

那么，按照同樣的衡量維度，國外儲能電站的實際運行狀況如何？

2022年，美國1MW以上的大型電池儲能系統(tǒng)容量為11105MWh，儲能系統(tǒng)充電量和放電量分別為3453099MWh和2913805MWh，從日均利用指數(shù)來看，若以日充放電2次計算，2022年美國1MW以上的大型電池儲能系統(tǒng)的日利用指數(shù)約為79%。

對比國外成熟商業(yè)模式下的儲能電站，國內(nèi)電化學儲能電站實際利用水平嚴重不足。

共享儲能是完美出路？

分應用場景來看，2023年上半年，火電配儲是運行效果最好的領域，平均利用率指數(shù)為59%，平均每天可以完成2次以上完整充放電，在2022年實現(xiàn)每日1次完整充放電的基礎上再度提升運行效率。

火電配儲的主要盈利模式是提供調(diào)頻輔助服務。通常而言，火電機組單機容量較大，但響應速度較慢，火電機組加裝儲能，可顯著提升對調(diào)度指令的響應速度和調(diào)節(jié)性能，隨著新型電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求逐步提升，火電配儲項目也不斷增多，憑借“速度快+功率大”的優(yōu)勢，火電配儲可以實現(xiàn)較高的收益。

除了火電配儲，國內(nèi)用戶側(cè)儲能的運行也較為充分。數(shù)據(jù)顯示，2023年上半年，國內(nèi)用戶側(cè)儲能平均利用率指數(shù)為49%，較2022年的37%有一定提高；每1.2天完成一次完整充放電。

峰谷價差套利是用戶側(cè)儲能的主要盈利方式，隨著峰谷價差逐步拉大，部分地區(qū)的正午谷電政策也為用戶側(cè)儲能每日兩次充放提供了條件，帶動運行效率的提升。

國內(nèi)電化學儲能電站主要分布在電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能總能量占比分別為49%和44%。電源側(cè)儲能以新能源配儲為主，占電源側(cè)儲能的比例超80%，而火電配儲的占比不足12%。

然而，新能源配儲是實際運行情況最差的領域。數(shù)據(jù)顯示，2023年上半年，國內(nèi)新能源配儲平均利用率指數(shù)為27%，約每3.3天完成一次完整充放電。而2022年新能源配儲平均利用率指數(shù)為17%，約每4.5天完成一次完整充放電，今年上半年數(shù)據(jù)雖有所改善，但仍處于較低水平。

如今，新能源配儲“建而不用”的普遍現(xiàn)象早已人盡皆知。業(yè)內(nèi)普遍認為，比起新能源強配儲能，更理想的方案是采用獨立共享儲能，這也是儲能行業(yè)的發(fā)展方向。目前，山東已出臺政策開啟新能源配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能的試驗田。

獨立儲能是一條完美的出路嗎？從數(shù)據(jù)來看，當前獨立儲能的實際運行狀況也不盡人意。2023年，國內(nèi)獨立儲能的平均利用率指數(shù)為32%，每2.8天完成一次完整充放電，與2022年平均利用率指數(shù)30%、每2.5天完成一次完整充放電的情況相比并無明顯改善。

儲能電站并網(wǎng)調(diào)用吹響預備哨

雖然目前獨立儲能的運行狀況也不佳，但并不代表這一模式存在問題。

南方電網(wǎng)專家委專職委員、特級戰(zhàn)略技術(shù)專家鄭耀東表示，新型儲能電站“建而不用”的原因是多方面的，有的電站一開始就是為了滿足配儲要求而建的。也有一些投資者希望先建起來等國家出臺政策，但建好后發(fā)現(xiàn)預期難以實現(xiàn)。

中科院金屬研究所研究員、遼寧科京新材料有限公司首席科學家嚴川偉認為，由于潛在的電池技術(shù)體系本身的安全風險，使得有關方對全功率、全負荷地運行儲能系統(tǒng)不放心，這是導致“建而不用”的一個比較核心的因素。

國內(nèi)儲能行業(yè)的發(fā)展很大程度上是依靠政策推動，但也因政策不完善導致諸多問題。國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)政策“重建設而輕應用”，要求新能源項目必須配建儲能，但卻未規(guī)定配建儲能的利用率或?qū)嶋H運行效果，許多地區(qū)的配儲規(guī)模超出了實際需求。

因此，“重建設而輕應用”導致過去低價低質(zhì)的儲能產(chǎn)品在市場盛行，安全質(zhì)量不足“不敢用”。

對于安全和性能達標的儲能電站，也會出現(xiàn)“建而不用”的情況。目前市場的反饋是，儲能的建設成本高，但收益不足“不值得用”，由于儲能電站充放電存在損耗以及電池衰減等因素，調(diào)用儲能并不一定能夠?qū)崿F(xiàn)盈利，當儲能參與電力市場交易的收益較低，甚至無法覆蓋損耗和衰減成本時，“建而不用”便是合理的市場化選擇。

可喜的是，對于“建而不用”這一“頑疾”，近期，國家已加大力度促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)用。

上個月，在國家能源局能源節(jié)約和科技裝備司司長劉德順發(fā)表的文章中提到，儲能要提高規(guī)劃建設和調(diào)度運用水平，重點圍繞大型風電光伏基地項目，推動新能源基地送電規(guī)劃配置新型儲能技術(shù)導則的落實，加強對已建成項目調(diào)度運用情況的監(jiān)測，推動新型儲能健康、有序、安全發(fā)展。

11月22日，國家能源局發(fā)布《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知（征求意見稿）》（下稱“《通知》”）。其中提到，以市場化方式促進新型儲能調(diào)用，通過合理擴大現(xiàn)貨市場限價區(qū)間、建立容量補償機制等市場化手段，促進新型儲能電站“一體多用、分時復用”，進一步豐富新型儲能電站的市場化商業(yè)模式。

此外，《通知》還明確規(guī)范新型儲能并網(wǎng)接入技術(shù)要求、調(diào)度運行技術(shù)要求，并鼓勵存量新型儲能電站開展技術(shù)改造，具備接受調(diào)度指令能力。在高工儲能看來，這些政策條例就是在為儲能電站大規(guī)模并網(wǎng)調(diào)用做準備，檢驗儲能電站的質(zhì)量是否能夠支撐并網(wǎng)。

對于《通知》的發(fā)布，業(yè)內(nèi)專家表示，國內(nèi)電化學儲能電站距離真正用起來不遠了，“建而不用”的問題將得到緩解。不過，真正用起來的時候也會暴露其他問題。

屆時，市場對儲能產(chǎn)品的安全和性能要求也會上升到另一個高度，究竟哪些儲能廠商真正經(jīng)得起考驗？ 

原標題：瞄準建而不用“頑疾”，儲能電站并網(wǎng)調(diào)用吹響“預備哨”