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老楊說儲能獲悉，截至2021年底，全國儲能裝機規(guī)模達到4266萬千瓦。其中，新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%。各省規(guī)劃的新型儲能發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。（中電聯(lián)《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》）

據(jù)調(diào)研，電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為 14.8%，用戶儲能為 28.3%。相對而言，華北、西北區(qū)域的新能源配儲等效利用系數(shù)高于其他區(qū)域。

據(jù)悉，2022年10月，國內(nèi)共發(fā)布175個電力儲能項目（含規(guī)劃、建設(shè)和運行），規(guī)模共計51.44GW（吉瓦）。其中，新型儲能項目141個，規(guī)模合計10.63GW/24.48GWh。

數(shù)據(jù)顯示，10月百兆瓦級新型儲能項目的個數(shù)環(huán)比9月份增長了12%。從技術(shù)分布上看，10月新型儲能項目仍以鋰離子電池為主，功率規(guī)模占比達91%。

從區(qū)域分布上看，新型儲能項目（含規(guī)劃、建設(shè)和運行）主要分布在27地，廣西、甘肅和山西儲能功率規(guī)模排名前三。從技術(shù)分布上看，10月新型儲能項目仍以鋰離子電池為主，規(guī)模達9.66GW/19.84GWh，功率規(guī)模占比91%。此外，壓縮空氣儲能、全釩液流電池等長時儲能技術(shù)也有若干百兆瓦級項目在規(guī)劃中。

從應(yīng)用分布上看，電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模最大，達到7.61GW/17.35GWh，功率規(guī)模占比接近72%，全部為獨立儲能的應(yīng)用形式；電源側(cè)儲能中，繼續(xù)以新能源配置儲能應(yīng)用為主，光儲、風(fēng)儲基本各占一半；用戶側(cè)儲能幾乎全部為工業(yè)應(yīng)用。

新能源配儲目前還存在較多問題，主要體現(xiàn)在新能源配儲能利用率低；新能源配儲能規(guī)模、型式?jīng)]有進行科學(xué)論證；新型儲能種類繁多、功用不一、技術(shù)成熟度和經(jīng)濟性差異大。

多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區(qū)將配儲能作為新能源建設(shè)的前置條件。風(fēng)電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風(fēng)棄光的解決具有明顯差異性，同質(zhì)化的配置儲能要求缺乏科學(xué)性。分散的配置方式無法體現(xiàn)規(guī)模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發(fā)揮儲能作用。

新型儲能成本較高，缺乏疏導(dǎo)渠道；新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術(shù)。當(dāng)前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業(yè)內(nèi)部消化，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業(yè)帶來了較大的經(jīng)營壓力。

新型儲能商業(yè)模式、電價機制有待進一步完善。新能源配儲能收益主要來源于電能量轉(zhuǎn)換與輔助服務(wù)，儲能的諸多市場和價格規(guī)則仍有待落地；儲能商業(yè)模式不穩(wěn)定,回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。比如近期山東儲能的容量補償標準大幅下降，企業(yè)收益受到較大影響，不利于投資決策。

而新型儲能安全管理仍需加強。國外以及國內(nèi)的儲能起火事故說明，安全問題是新型儲能規(guī)?；】捣€(wěn)定發(fā)展的關(guān)鍵影響因素。在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品，增加了安全隱患。據(jù)統(tǒng)計，2022年1-8月，全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機達到 329 次。電化學(xué)儲能的安全標準、管理規(guī)范有待進一步提升。

原標題：十月儲能項目數(shù)量繼續(xù)增長，新能源配儲利用率低下引擔(dān)憂