国家能源局披露的数据显示，截至上半年，全国累计发电装机量307,061万千瓦，同比增长14.1%。风、光发电装机占比达38.44%，且延续高增长态势。
太阳能发电累计装机量71,350万千瓦，同比增长51.6%，增长率是所有类目里最高的。装机占比也达到23.23%，已经超过传统火电累计装机量一半。
国家顶层决策机构的支持，新能源开发消纳规模的加大，电力系统对调节能力需求的提升，尤其是沙戈荒大型风电光伏基地项目集中建设的背景下。以锂离子电池、钠离子电池、铅炭电池等为代表的电化学储能，凭借建设周期短、选址简单灵活、调节能力强、与新能源开发消纳的匹配性更好等优势，成为行业发展的“香饽饽”。
根据国家能源局相关报告数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达44.44GW/99.06GWh，较2023年底增长超过40%。
2024年6月当月，新增投运新型储能项目规模5.40GW/11.77GWh，创下了2024年以来的新高。
从技术路线看，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭(酸)电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。
新型储能作为新周期里为数不多的黄金赛道，已然成为各地经济转型发展的新动能，也获得各路资本涌入。
然而，实际运行下来却不是“赚得流油的行当”，面临着盈利模式单一甚至“稳赔不赚”的尴尬现状。
储能的技术链条成立，经济链条却不成立。
2024年4月，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》（国能发科技规〔2024〕26号）。肯定了新型储能作为关键技术，对新能源的主体电源作用发挥和电力系统安全稳定运行至关重要。然而装机规模迅速增长，利用率较低的问题仍然存在，该通知的发布旨在解决这一问题。
根据中国电力企业联合会的数据，到2023年底，已投运的电化学新型储能电站中，电源侧总功率占比49.11%，电网侧总功率占比48.09%，用户侧总功率占比2.80%。
90%以上的电化学新型储能项目是亏损的。
长期以来，我国电力系统采取“源随荷动”的平衡模式，但是新能源发电的波动性、随机性使其无法跟随系统负荷调整出力。为提升系统调节能力，地方政府采取新能源强制配储措施，实现新能源全额保障性消纳。
强制新能源配储，并未达到“1＋1>2”的效果，大多是“建而不用”，增加新能源发电企业的投资成本。
究其原因，还是因为与抽水蓄能相比，新型储能的规模小、时长短，一般在2-4h之间。而抽水蓄能可以达到8h，更易满足调度需求，电网本身倾向于先调度自己的抽水电站。
二、盈利模式不达预期
以锂离子电池为代表的电化学新型储能，成本约为0.5元~0.6元/KWh，与其他储能相比，竞争力较差。
从近期和中期看，锂离子电池为核心的新型储能不具备经济优势。
新型储能的强项，在于反应速度快、精度高等“精细活”上，更适合在辅助服务市场里“发光发热”。
新型储能电站目前尚无法实现盈利，主要是没有遵从市场经济的客观规律，成本高企、强制配储、真实价值未体现。
一、推广独立储能电站
新能源配储电站利用率不高的原因之一，是只能服务于单一的新能源场站。
独立储能是指具有独立法人资格，能独立计量、自主充放电，根据市场价格和需求灵活调整充放电策略，提供调峰、调频、备用等辅助服务的储能电站。
如果储能电站可以服务于整个电网的需求，无疑需求空间就会拓展更多。只要储能项目具备独立的控制条件和要求，就可以参与现货市场，参与全省调频辅助服务，获取更多的盈利来源。
目前独立储能电站的盈利60%左右来源于容量租赁，对于当地有电力现货市场的储能项目，参与市场能贡献20%~30%的收入，剩余来自容量补贴。
二、谁受益谁买单
电源侧，新能源配储或将支撑风光新能源电力全面参与市场的关键方式，火电配储参与调频辅助服务市场。 电网侧独立储能在不同省区分别允许参与调峰、调频、一次调频、省内备用以及跨省备用等服务市场。
个别省份允许独立储能以“报量不报价”等灵活方式参与现货市场，另外湖南在全国率先推动储能容量交易试点方案，支持独立储能进入容量租赁市场。 用户侧储能特别是工商业储能，配置需求与峰谷价差关系紧密。
让新能源全面进入电力市场，完善“按效果付费”辅助服务补偿机制，才能形成新能源与新型储能协同的机制，真正发挥“1＋1>2”的效果。
