国内储能电站的实际运行数据可谓“捉襟见肘”，仿佛揭开了储能行业最大的一块遮羞布。

2021年以来，大量玩家抱着“淘金”的期望涌入储能行业，但如今却“风声鹤唳”，激烈竞争下储能电芯及系统价格迅速下降，部分企业已面临生存困境。

进一步探究发现，储能行业面对的更深层次问题是，“建而不用”的畸形现象持续已久，却迟迟未得到改善。

不过，11月22日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》，这一政策无疑是吹响了储能电站并网调用的“预备哨”。业内专家表示，“建而不用”的问题将得到缓解。

装机与运行的巨大反差

数据显示，截至2023年9月末，中国新型储能项目累计装机规模25.3GW/53.4GWh，功率和能量规模同比+280%/+267%。2023年前三季度，中国新增投运新型储能项目装机规模突破10GW，达到12.3GW/25.5GWh，同比+925%/+920%。

在储能行业“惊人”的增长态势背后，储能电站的实际运行数据却与装机规模仍存在巨大反差，这是行业必须直面的残酷真相。

根据国家电化学储能电站安全监测信息平台发布的统计数据，2023年上半年，中国电化学储能电站平均利用系数0.09，日均利用2.16小时;2022年，国内电化学储能电站平均利用系数为0.09，日均利用2.27小时，可见，今年上半年电化学储能电站日均利用小时数微降，平均利用系数保持不变。

2023年上半年国内电化学储能电站平均每1.7天完成一次完整充放电，即日均满充满放次数为0.58次;平均利用率指数0.34，达到电站平均设计利用小时数的34%。对比2022年，国内电化学储能电站日均利用指数为32%。不难看出，今年上半年电化学储能电站日均利用指数与2022年几乎无异。

该平台也标注了相关数据的计算方式，例如：日利用指数=统计期间充放电量之和与额定能量*设计的日充、放电次数*统计期间天数的比值，日利用指数为100%时则满足电站设计充放电策略。

那么，按照同样的衡量维度，国外储能电站的实际运行状况如何?

高工储能通过EIA数据发现，2022年，美国1MW以上的大型电池储能系统容量为11105MWh，储能系统充电量和放电量分别为3453099MWh和2913805MWh，从日均利用指数来看，若以日充放电2次计算，2022年美国1MW以上的大型电池储能系统的日利用指数约为79%。

对比国外成熟商业模式下的储能电站，国内电化学储能电站实际利用水平严重不足。

共享储能是完美出路?

分应用场景来看，2023年上半年，火电配储是运行效果最好的领域，平均利用率指数为59%，平均每天可以完成2次以上完整充放电，在2022年实现每日1次完整充放电的基础上再度提升运行效率。

火电配储的主要盈利模式是提供调频辅助服务。通常而言，火电机组单机容量较大，但响应速度较慢，火电机组加装储能，可显著提升对调度指令的响应速度和调节性能，随着新型电力系统对灵活性资源的需求逐步提升，火电配储项目也不断增多，凭借“速度快+功率大”的优势，火电配储可以实现较高的收益。

除了火电配储，国内用户侧储能的运行也较为充分。数据显示，2023年上半年，国内用户侧储能平均利用率指数为49%，较2022年的37%有一定提高;每1.2天完成一次完整充放电。

峰谷价差套利是用户侧储能的主要盈利方式，随着峰谷价差逐步拉大，部分地区的正午谷电政策也为用户侧储能每日两次充放提供了条件，带动运行效率的提升。

国内电化学储能电站主要分布在电源侧和电网侧储能总能量占比分别为49%和44%。电源侧储能以新能源配储为主，占电源侧储能的比例超80%，而火电配储的占比不足12%。

然而，新能源配储是实际运行情况最差的领域。数据显示，2023年上半年，国内新能源配储平均利用率指数为27%，约每3.3天完成一次完整充放电。而2022年新能源配储平均利用率指数为17%，约每4.5天完成一次完整充放电，今年上半年数据虽有所改善，但仍处于较低水平。

如今，新能源配储“建而不用”的普遍现象早已人尽皆知。业内普遍认为，比起新能源强配储能，更理想的方案是采用独立共享储能，这也是储能行业的发展方向。目前，山东已出台政策开启新能源配储转为独立储能的试验田。

独立储能是一条完美的出路吗?从数据来看，当前独立储能的实际运行状况也不尽人意。2023年，国内独立储能的平均利用率指数为32%，每2.8天完成一次完整充放电，与2022年平均利用率指数30%、每2.5天完成一次完整充放电的情况相比并无明显改善。

储能电站并网调用吹响预备哨

虽然目前独立储能的运行状况也不佳，但并不代表这一模式存在问题。

南方电网专家委专职委员、特级战略技术专家郑耀东表示，新型储能电站“建而不用”的原因是多方面的，有的电站一开始就是为了满足配储要求而建的。也有一些投资者希望先建起来等国家出台政策，但建好后发现预期难以实现。

中科院金属研究所研究员、辽宁科京新材料有限公司首席科学家严川伟认为，由于潜在的电池技术体系本身的安全风险，使得有关方对全功率、全负荷地运行储能系统不放心，这是导致“建而不用”的一个比较核心的因素。

国内储能行业的发展很大程度上是依靠政策推动，但也因政策不完善导致诸多问题。高工储能认为，国内储能产业政策“重建设而轻应用”，要求新能源项目必须配建储能，但却未规定配建储能的利用率或实际运行效果，许多地区的配储规模超出了实际需求。

因此，“重建设而轻应用”导致过去低价低质的储能产品在市场盛行，安全质量不足“不敢用”。

对于安全和性能达标的储能电站，也会出现“建而不用”的情况。目前市场的反馈是，储能的建设成本高，但收益不足“不值得用”，由于储能电站充放电存在损耗以及电池衰减等因素，调用储能并不一定能够实现盈利，当储能参与电力市场交易的收益较低，甚至无法覆盖损耗和衰减成本时，“建而不用”便是合理的市场化选择。

可喜的是，对于“建而不用”这一“顽疾”，近期，国家已加大力度促进新型储能并网和调用。

上个月，在国家能源局能源节约和科技装备司司长刘德顺发表的文章中提到，储能要提高规划建设和调度运用水平，重点围绕大型风电光伏基地项目，推动新能源基地送电规划配置新型储能技术导则的落实，加强对已建成项目调度运用情况的监测，推动新型储能健康、有序、安全发展。

11月22日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》(下称“《通知》”)。其中提到，以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。

此外，《通知》还明确规范新型储能并网接入技术要求、调度运行技术要求，并鼓励存量新型储能电站开展技术改造，具备接受调度指令能力。在高工储能看来，这些政策条例就是在为储能电站大规模并网调用做准备，检验储能电站的质量是否能够支撑并网。

对于《通知》的发布，业内专家表示，国内电化学储能电站距离真正用起来不远了，“建而不用”的问题将得到缓解。不过，真正用起来的时候也会暴露其他问题。

届时，市场对储能产品的安全和性能要求也会上升到另一个高度，究竟哪些储能厂商真正经得起考验?