我国储能产业已经进入规模化发展阶段。截至2023年底，全国已投运电力储能8650万千瓦，其中抽水蓄能约5130万千瓦。2023年，新型储能爆发式增长，新增装机约2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长超260%，近10倍于“十三五”末的规模，累计装机达到3139万千瓦/6687万千瓦时。据国家相关规划中期调整意见，2025年在建抽水蓄能装机由6000万千瓦调整为“十四五”期间开工1.6亿千瓦。另据预测，到“十五五”末，我国新型储能将至少达1.2亿千瓦。

  邹磊认为，我国新型储能规模化发展过程中，矛盾最为突出的是新能源配储，主要表现在：

  一是已投项目整体利用率低，造成社会投资浪费。受地方强制配储政策、项目规模小且多而散、电网调度难、有其它可替代的灵活性资源等因素影响，新能源配储“建多调少”较为普遍，大量项目利用率非常低。中国电力企业联合会数据显示，新能源配储平均日等效充放电次数为0.31次，日均利用小时不足1.5小时，平均利用率仅为27%。

  二是缺少较为完善的成本回收机制，投资回报无法保证。项目成本疏导不畅，收益获取方式较为有限，主要依靠地方容量租赁政策、容量电价、充放电价差、辅助服务和相关补贴等。且各地政策差异较大，项目难以有效回收投资成本。受此影响，很多企业将储能投资视为额外投入，为压降成本追求低价而非高质，导致可用率不高，部分项目沦为沉没资本。

  三是新能源配储政策“一刀切”现象较为普遍。目前，很多地方要求新能源项目需按比例配储能，配比多在10%—20%。“一刀切”式的配置要求，很多超出地区电力系统当前实际需求，导致项目建而不用，同时也给投资方带来额外成本支出。

  邹磊认为，当前，新型储能已进入大规模发展期，政策导向亟需从“单纯激励开发建设”向“激励高质量建设和高效率利用并重”转变。

  为此，邹磊针对新能源配储提出如下建议：

  一是着眼于提高利用率，优先发展独立共享储能，实现新型储能的区域统筹规划布局和数智化技术应用。建议指导地方摒弃“撒胡椒面式”的分散开发布局模式，在各省级电网范围内，根据新能源发展、电网灵活性调节需要，优先发展、统筹规划布局大型独立共享储能项目。针对存量的新能源配储项目，鼓励具备接入、计量、调控等条件的强制配储转为独立共享储能，加快明确细化具体的实施政策。同时，建议国家和地方政府研究建设国家、省级新型储能数字化聚合调控中枢平台，利用数智化技术，助力新型储能高效参与调用。

  二是着眼于建设科学的成本回收机制，完善电力市场产品设计和交易机制。加快落实储能的独立市场主体地位，结合储能在新型电力系统中的功能定位，进一步明确与储能有关的市场准入标准、电力辅助服务和电能量市场交易产品，加快出台实施细则。近期，在目前市场无法有效解决储能成本回收的情况下，重点研究出台新型储能容量电价，完善储能参与调频、调峰、调压、黑启动等电力辅助服务的具体规则，形成与新能源等电源的合理成本收益分摊机制。中长期，结合电力市场改革，健全储能参与电力现货市场的产品服务、交易模式和价格机制，形成以市场为主导的储能资源优化配置机制。

  三是着眼于解决储能配比“一刀切”问题，加强发展模式创新探索。引导地方政府将“新能源开发按一定比例配储能”要求，转变为“按新能源开发规模一定比例提供灵活性调节能力”要求，由新能源开发企业自主通过市场，采用自建、租赁、共享等多种方式解决灵活性调节资源需求，已经转变思路的地区精细化做好政策落实执行。探索设立储能等灵活性资源建设专项基金，从企业自建储能转向以专项基金支持的方式开发建设。