《報告》表明，各省規劃的新型儲能發展標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》件中提出的2025年達到3000萬千瓦標的兩倍。

當日，中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）發布數據顯示，今年10月，中國共發布175個電力儲能項目（含規劃、建設和運行），規模共計51.44 GW。其中，新型儲能項目141個，百兆瓦級新型儲能項目個數環比增長19%。

新型儲能一般指除抽水蓄能外的儲能方式，主要包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超級電容儲能等。

在近幾年國家政策的指引下，國內多個省份公布了“十四五”期間新型儲能裝機目標，并出臺了新能源配儲等政策。

作為全國首批八個電力現貨市場建設試點省份之一，山西省新型儲能處于規模化示范階段。山西近日發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》，到2025年，新型儲能規劃容量達到600萬千瓦。

2021年12月，山西省公布首批“新能源+儲能”試點示范項目，涉及九個電化學、四個飛輪、一個壓縮空氣以及一個超級電容等四種新型儲能技術類型。

按照計劃，山西首批試點項目將在2022年底建成投運，目前尚無投產的項目。

11月10日，國網山西省電力公司調控中心計劃處副處長張超在一場主題為“新型主體參與電力現貨市場的探索”的直播中指出，上述試點儲能項目建設仍在有序推進。

張超同時指出，儲能市場中仍存在一些理論和實踐的問題。他認為，儲能參與實時市場出清模型和納入電力平衡分析的問題，還沒有得到很好的解決，儲能非全局尋優的問題仍是一大挑戰。

“此外，還有實際投產實踐上的一些問題。”張超說，由于儲能項目多是集裝箱的電站，非固定的建筑物，也沒有配套相關的消防標準，所以在消防驗收上存在著阻礙。

在對整體儲能參與電力市場方面，張超提出，目前火電聯合調頻儲能、“新能源+儲能”、電網替代性儲能和共享儲能等各類儲能缺乏統籌規劃，與源、網、荷各要素投產不同步，一定程度上降低了儲能利用效率。

中電聯的上述《報告》中也提及，新能源配儲存在的主要問題之一是利用率低。新能源配儲至多棄電期間天充放運，個別項目存在僅部分儲能單元被調、甚基本不調用的情況。

張超稱，盡管國家出臺了諸多政策文件促進儲能發展，但只是明確了儲能的重要性，沒有配套出臺體系化的價格標準和財稅支持政策。

這使得儲能的市場模式沒有完全建立，無法通過市場化方式進行成本疏導。

今年上半年，由于原材料價格飆升，加上儲能價格傳導機制較慢，以寧德時代（300750.SZ）為首的企業儲能毛利率大幅下滑。

2021年上半年，寧德時代儲能業務毛利率為36.6%，今年同期，毛利率僅為6.43%。

張超建議，政府部門應當制定儲能參與電力市場交易機制，利用現貨價格引導儲能削峰填谷、建立儲能容量補償機制，按照“誰受益、誰承擔”的原則，由新能源企業承擔容量電費成本，以及建立中長期掛牌競價機制。

此外，安全性和經濟性，也是儲能行業非常關注的問題。

日前，瑞浦蘭鈞能源股份有限公司董事長曹輝公開表示，儲能推廣遇到的兩大瓶頸，是全生命周期的安全性和成本問題。

以電化學儲能為例，曹輝表示，除了電池本身的安全以外，800V和1500V這樣的大儲能系統，可能存在安全的問題還包括部分標準的缺失。

張超也提出，希望政府能在安全消防的層面進一步明確儲能生產商、集成商、項目業主等產業鏈的主體責任，實現安全管理的規范化和精細化。

在經濟性方面，中電聯指出，儲能項目造價大多在1500-3000元/kWh之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

張超認為，電源側儲能主要用于改善發電電源調頻性能，由于收益不高，電源企業缺乏投資積極性；電網側儲能主要用于緩解電網阻塞并提供調峰調頻服務，成本回收機制不順暢；用戶側儲能則出要通過峰谷價差機制獲得收益，商業化模式較單一。