高歌猛进的新型储能行业，卡在了产能利用率上。
在今年第十二届储能国际峰会上发布的《储能产业研究白皮书2024》显示，2023年，中国储能电池出货量约200吉瓦时，而同期全球电力储能年总装机量约为100-120吉瓦时，供过于求明显，行业平均产能利用率仅50%左右，企业库存高企，电芯产能扩张速度远超市场需求释放速度。
从供需形势上看，储能面临的市场环境不甚乐观：
外需方面，欧洲已经从2022年的高电价困境中走出来，电价价差空间缩小，户用储能需求锐减；美国市场，新能源装机进程受到电网滞后的阻碍，原本预期中的大储装机爆发也在延后。此外，欧美对华贸易保护主义的大幅抬升，都是不确定因素。
内需方面，储能的国内需求也在经受考验。占据市场半壁江山的新能源配储，被调研人士指出存在大量“建而不调”的问题，严重挫伤了储能行业发展的积极性。
华夏能源网&华夏储能（公众号hxcn3060）注意到，日前，国家能源局印发《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）(以下简称“26号文”)，着力化解新能源配储的“建而不调”难题，“科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源”。
打开新能源配储“建而不调”这个结，关系到整个行业的发展前景，储能行业亟待在更高层面实现破局。
困在系统里的配储
强制配储政策在各地推行多年，那么，新能源开发企业到底是怎样评估强制配储的实际效果的呢？
一名五大发电集团人士此前表示，新能源配储能政策直接带来了大量储能制造商出货的大幅增长，但同时也带来两大困扰：一是开发成本增加，二是资源浪费。
配储带动了新能源项目总投资额上升，但却拉低了项目收益率。若新能源电站要求配置储能比例为10%、配储时长2小时，这大约需要增加5%—8%的新能源投资，减少1个百分点的项目收益率；如配置比例上升至15%、时长至4小时，储能项目将减少收益率约3个百分点。
各省份电力系统结构不同，对新能源项目的配储比例和时长也有不同要求。据毕马威和中电联联合统计，各省份配置储能比例集中在5%-20%，配置时长多为2小时。在国资委考核压力之下，各家发电央企积极转型，竞相争夺新能源指标，已经不惜压低收益率（IRR）。现在发电集团对新能源收益指标要求已经逐渐放低到6%，在这种情况下再降3个点是根本不能承受的。
如果单看强制配储的投入，是没有多大意义的，更重要的是还要看配储的产出效果。有业内专家透露了部分来自电源侧的储能运行的真实数据：
从西到东、从北到南，在包括电源侧、电网测、用户侧在内的所有储能类型中，新能源配储的利用率是最低的。根据对西部某新能源大省的调研，储能平均5天调用一次。即使是在新能源和储能都取得了极大发展的东部大省山东，新能源配储的利用小时数也仅为192小时。
为什么强制配储利用率这么低？
一直以来，对于原因的解释中有一大误解，认为电源侧新能源配储调用率低，是因为电网优先调度电网侧储能造成的。
这个误会有点深了。理由有二：一是电网侧储能利用率不是很高，二是电网侧储能其业主方很多也是五大发电集团。
实际上，电源侧储能利用率低的一大原因，在于其定位过于狭窄。
一名国网山西人士指出，目前火电在进行灵活性改造，且火电的调节能力是最强的；用户侧也在进行灵活性需求响应，如通过虚拟电厂进行调节；新能源发电量并不是每天都很大，也不是每天都消纳困难。新能源配储如果只定位于给自己服务，应用的场景、时段和需求就十分有限。而如果储能电站服务于整个电网的需求，需求空间就会获得更多拓展。
新能源配储在电能量市场的调节能力不佳，也与其“劣币驱逐良币”的市场现状有关。
强制配储推高预期后，各路资本蜂拥而入，储能电芯鱼龙混杂，行业整体质量不佳；强制配储政策高压之下，发电企业也仅是将配储作为新能源项目的“路条”，为节省投资成本，在招标中往往是实行“价低者得”。在这套机制体制下，储能电站的电能量调节能力不足，似乎也顺理成章。
再叠加大量储能建设没有纳入源网荷储来做一体化规划，在装机建设突飞猛进的同时缺乏配套的储能调用的机制体制，其“建而不调”也就不足为怪了。
“26号文”打开配储利用空间
配储利用率低的现实问题，早已引起行业主管部门的重视，并出台相关政策来着力推动问题的解决。
目前最有效、最直接的办法是要加强电网调度，而远期的办法，则是需要加强电力市场机制建设。
日前，国家能源局印发《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），旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，提出了很多具体的要求。
华夏能源网&华夏储能（公众号hxcn3060）注意到，26号文在“独立储能”的概念上更进一步，延展出“调度调用新型储能”的概念。据此，可将新能源配储划分为“调度调用新型储能”和“电站自用新型储能”两部分。
“调度调用新型储能”，意指虽然是新能源配建，但是可以独立参与辅助服务市场的储能。在明确调度调用新型储能的概念后，26号文继续对调用的方式进行了说明，分为参与市场和不参与市场两类：
电力现货市场下，储能实现了自调度，即不依赖电网调度指令，而是业主方可以通过相关的系统设备自主预测电力市场基于供需关系形成的现货电价，在低谷时充电，在高峰时放电，只要现货市场有价差，储能就可以充放电。
非电力现货市场下，储能应用仍然要全部依赖调度的调用。当然，在这种情形下，若要新能源配储更多进入电网调度的视野，则需要在实践基础上对现行的调度条例进行大幅修改，否则“无法可依”，电网调度是不大可能冒险自作主张调用储能的。
26号文在“调度调用新型储能”上带给行业最大的想象空间是，新能源配储实现自调度，即独立参与辅助服务市场。所谓参与辅助服务市场，就是参与调压、调频、调相、转动惯量支撑等。
从前新能源配储“建而不调”，到处呼应不灵，很大程度上是源于定位上的偏差。
储能从应用场景上划分，有电源侧储能，其主要目的是匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等；有电网侧储能，用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调频等辅助服务。
新能源配储，100万千瓦级甚至1000万千瓦级新能源配建储能，在新能源中午时段停机弃光弃风的三四个小时里，储能电站铆劲充电也充不了多少。也就是说，储能要去解决超大型新能源场站的弃风弃光、电能量平衡问题，心有余而力不足。
尽管储能电站在大型新能源场站的电能量平衡方面能力尚显不足，但是在包括调压、调频、调相在内的稳定电网方面却能力突出。
储能电站参与调频市场很有优势。以锂电池为例，100兆瓦储能调频范围可以从-100兆瓦到100兆瓦，是储能装机容量的200%。而火电调频范围一般在50%～90%，仅为火电装机容量的40%。
此外，火电调峰调频的响应速度是分钟级，而锂电储能充电快放电也快，其响应速度是秒级的，几秒钟内就可实现充放电切换，因而可以说，锂电储能在调频响应方面优势得天独厚。
现实中，在欧美发达国家，新型储能60%以上都是用来调频。我国，广东的电源侧储能绝大部分也都是火电的调频储能。并且，火储调频的收益和利用率也要远高于参与电能量市场的储能。
在电能量市场获取收益之外，26号文允许“调度调用新型储能”独立参与辅助服务市场，这无疑拓宽了新能源配储的功能定位，为提升新能源配储的利用率打开了一扇新的大门。
储能调用的地方实践
破解新能源配储“建而不调”，26号文仅是一个开端。“调度调用新型储能”的政策红利充分释放，还要有与之相配套的一系列机制体制的完善。
其中的重中之重，是需要一个与相配套的价格机制。山东、宁夏等省均在根据本省的实际情况探索更优化的电价政策，是这方面的积极探索。
以储能电站运行较好的山东省为例，山东从2020年开始建设新型储能，截至目前，山东的储能电站有97座，总容量398万千瓦。其中，新能源项目配建的储能电站容量是108万千瓦，独立储能电站29座288万千瓦，火电荷储联合的电站有3座共10万千瓦。
目前山东的储能盈利模式主要有三种：容量租赁，容量电价和峰谷套利。山东一个运营较好的某独立储能电站，2023年全年收益5352万元，其中容量租赁费收入2700万，容量电价收入600万，峰谷套利也就是电能量市场收入2052万，成本是5198万，净收益是154万元。
相比之下，西北地区新能源配储的收益就要大为逊色了。造成差距的一个重要原因是，相比已经建成现货市场、储能电站能够实现峰谷套利的山东，西北地区的电力市场还远不够成熟。
比如，同样是参与电能量市场，参与调峰赚取电价价差，西北地区大多还没有电力现货市场，那它的新能源配储就只能是0元充电，0.3元放电，里里外外价差充其量也就是3毛钱。而在拥有现货市场的山东，储能电站能够赚取1元甚至更高的电价差。
此外，山东的独立储能电站还能够获得可观的租赁收益，作为最早试水独立储能的省份，山东独立储能获得租赁收益已经形成一定规模。当然，未来，西北地区的存量新能源配储，也可以通过转为独立储能的方式，以获取租赁收益盘活存量