老杨说储能获悉，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。（中电联《新能源配储能运行情况调研报告》）

据调研，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。

据悉，2022年10月，国内共发布175个电力储能项目（含规划、建设和运行），规模共计51.44GW（吉瓦）。其中，新型储能项目141个，规模合计10.63GW/24.48GWh。

数据显示，10月百兆瓦级新型储能项目的个数环比9月份增长了12%。从技术分布上看，10月新型储能项目仍以锂离子电池为主，功率规模占比达91%。

从区域分布上看，新型储能项目（含规划、建设和运行）主要分布在27地，广西、甘肃和山西储能功率规模排名前三。从技术分布上看，10月新型储能项目仍以锂离子电池为主，规模达9.66GW/19.84GWh，功率规模占比91%。此外，压缩空气储能、全钒液流电池等长时储能技术也有若干百兆瓦级项目在规划中。

从应用分布上看，电网侧储能规模最大，达到7.61GW/17.35GWh，功率规模占比接近72%，全部为独立储能的应用形式；电源侧储能中，继续以新能源配置储能应用为主，光储、风储基本各占一半；用户侧储能几乎全部为工业应用。

新能源配储目前还存在较多问题，主要体现在新能源配储能利用率低；新能源配储能规模、型式没有进行科学论证；新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。

多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。

新型储能成本较高，缺乏疏导渠道；新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。

新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定,回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。

而新型储能安全管理仍需加强。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

原标题：十月储能项目数量继续增长，新能源配储利用率低下引担忧