《报告》表明，各省规划的新型储能发展标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》件中提出的2025年达到3000万千瓦标的两倍。
当日，中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布数据显示，今年10月，中国共发布175个电力储能项目（含规划、建设和运行），规模共计51.44 GW。其中，新型储能项目141个，百兆瓦级新型储能项目个数环比增长19%。
新型储能一般指除抽水蓄能外的储能方式，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容储能等。
在近几年国家政策的指引下，国内多个省份公布了“十四五”期间新型储能装机目标，并出台了新能源配储等政策。
作为全国首批八个电力现货市场建设试点省份之一，山西省新型储能处于规模化示范阶段。山西近日发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年，新型储能规划容量达到600万千瓦。
2021年12月，山西省公布首批“新能源+储能”试点示范项目，涉及九个电化学、四个飞轮、一个压缩空气以及一个超级电容等四种新型储能技术类型。
按照计划，山西首批试点项目将在2022年底建成投运，目前尚无投产的项目。
11月10日，国网山西省电力公司调控中心计划处副处长张超在一场主题为“新型主体参与电力现货市场的探索”的直播中指出，上述试点储能项目建设仍在有序推进。
张超同时指出，储能市场中仍存在一些理论和实践的问题。他认为，储能参与实时市场出清模型和纳入电力平衡分析的问题，还没有得到很好的解决，储能非全局寻优的问题仍是一大挑战。
“此外，还有实际投产实践上的一些问题。”张超说，由于储能项目多是集装箱的电站，非固定的建筑物，也没有配套相关的消防标准，所以在消防验收上存在着阻碍。
在对整体储能参与电力市场方面，张超提出，目前火电联合调频储能、“新能源+储能”、电网替代性储能和共享储能等各类储能缺乏统筹规划，与源、网、荷各要素投产不同步，一定程度上降低了储能利用效率。
中电联的上述《报告》中也提及，新能源配储存在的主要问题之一是利用率低。新能源配储至多弃电期间天充放运，个别项目存在仅部分储能单元被调、甚基本不调用的情况。
张超称，尽管国家出台了诸多政策文件促进储能发展，但只是明确了储能的重要性，没有配套出台体系化的价格标准和财税支持政策。
这使得储能的市场模式没有完全建立，无法通过市场化方式进行成本疏导。
今年上半年，由于原材料价格飙升，加上储能价格传导机制较慢，以宁德时代（300750.SZ）为首的企业储能毛利率大幅下滑。
2021年上半年，宁德时代储能业务毛利率为36.6%，今年同期，毛利率仅为6.43%。
张超建议，政府部门应当制定储能参与电力市场交易机制，利用现货价格引导储能削峰填谷、建立储能容量补偿机制，按照“谁受益、谁承担”的原则，由新能源企业承担容量电费成本，以及建立中长期挂牌竞价机制。
此外，安全性和经济性，也是储能行业非常关注的问题。
日前，瑞浦兰钧能源股份有限公司董事长曹辉公开表示，储能推广遇到的两大瓶颈，是全生命周期的安全性和成本问题。
以电化学储能为例，曹辉表示，除了电池本身的安全以外，800V和1500V这样的大储能系统，可能存在安全的问题还包括部分标准的缺失。
张超也提出，希望政府能在安全消防的层面进一步明确储能生产商、集成商、项目业主等产业链的主体责任，实现安全管理的规范化和精细化。
在经济性方面，中电联指出，储能项目造价大多在1500-3000元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。
张超认为，电源侧储能主要用于改善发电电源调频性能，由于收益不高，电源企业缺乏投资积极性；电网侧储能主要用于缓解电网阻塞并提供调峰调频服务，成本回收机制不顺畅；用户侧储能则出要通过峰谷价差机制获得收益，商业化模式较单一。
