盈利渠道不明确，储能启用的成本却实实在在摆在眼前，这就使得目前装机最多的电源侧储能反而成为利用率最低的项目。中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户储能的28.3%。

这就意味着，对于新能源开发企业而言，难以产生收益的电源侧储能几乎属于沉没成本，再加上电网缺乏对于并网储能的配置标准，开发企业更倾向于将储能作为可再生能源优先并网的工具，从而选择性能较差、初始成本较低的储能产品。

在市场价格为王的导向下，2023年3月，4小时储能系统的最低投标价格已经下探至1.07元/Wh。

“现在，原本应该拼研发、拼技术、拼行业认知的市场竞争几乎成了只拼价格的‘肉搏战’，在低报价面前，研发投入越多越难捱，只能咬咬牙硬抗。”某头部储能集成厂商工作人员无奈地向「能见」表示。

新能源配储的逻辑

尽管新能源与储能的强行捆绑成为储能行业低价竞争的重要诱因，但实际上，对于未来要构建的以新能源为主体的新型电力系统而言，储能是必不可少的“压舱石”。

根据国家能源局数据，截至2022年底，中国可再生能源装机已达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%；2022年，风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的13.8%。国家能源局最新发布的《2023年能源工作指导意见》提出，2023年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重将进一步提高至15.3%。

然而，随着新能源高比例大规模接入电网，其间歇性、随机性、波动性特点使得电力平衡保障矛盾愈发突出。为保障新能源的顺利并网及电网的平稳运行，电网迫切需要提升系统的调节能力。

值得注意的是，在所有可提升电力系统可靠性和调节能力的选项中，储能是必选项和最优解。因为目前，电网本身的系统弹性及传统煤电机组灵活调节能力已经接近接极限。

一方面，国网能源研究院原院长张运洲曾表示，当新能源电量的渗透率超过15%，即会引发电源、电网系统成本的大幅上升；另一方面，因频繁被调用参与启停调峰，传统煤电机组的经济性及安全性也已经“如履薄冰”。

据某省披露的机组状态数据，仅2023年第一季度，市场化煤电机组的启动次数就多达550次，其中包括约130次的机组日内启停。事实上，一般情况下，国内大部分燃煤机组自服役以来，每年的平均启停次数大概在3-5次，超过10次已属于极偶然事件。然而，随着新能源渗透率进一步提升，煤机每年十余次的启停已成为可预期的常态。