二是储能电站管理水平亟待提升。电化学储能电站建设模式不同于水电、火电等常规电源，投资主体多元化、运维模式多样化，存在业主方、运维方、使用方不统一的现象，电化学储能电站还没有建立起类似常规电源的成熟完备的电站建设、验收、运维制度体系，租赁使用、代为运维的各方职责还需要进一步分解明确。针对电化学储能电站特有的电池安全监测系统建设还处于刚起步阶段，安全预警机制还有待进一步提升和优化。

三是关键产品质量有待加强。虽然2022年电化学储能平均转换效率为81.06%，但是各地、各企业间差距较大，最高为92.51%，最低为33.91%，从投运时间段来看，投产1年内的平均转换效率为80.53%，5年以上的平均转换效率为60.86%，反映出电池产品整体质量还不十分成熟稳定。2022年，全年非计划停运671次，单位能量非计划停运次数为24.45次/100MWh，相比2022年火电机组的非计划停运次数0.35次/（台•年），差距较大。电池管理系统（BMS）异常是电化学储能电站非计划停运的主要原因，停运次数占比43%，储能变流器（PCS）、电池等电站关键设备异常导致的非计划停运，单次平均停运时长最长，分别为60.98h、55.74h。

图3 2022年电化学储能停运次数分布情况

四是新型储能电站运营效益亟待提升。目前，电源侧的新能源侧配储还没有成熟的收益模式，从新能源配储电站的实际运行效果来看，也反映了新能源储能电站的运行“窘相”。电网侧的独立储能受制于政策波动，辅助服务收益无法达到预期值，容量租赁价格差异明显，租赁期限较短，储能电站收益无法长期保障。替代性储能的收益还有待于纳入输配电成本的政策支持。用户侧储能主要收益方式包括峰谷套利、需量电费管理、动态增容、需求侧响应等，目前，峰谷套利是用户侧储能最主要的盈利方式，在峰谷差价比较大的省份，效益较好。

三、电化学储能产业下一步发展建议

电化学储能产业的喜反映了电化学储能电站建设快速发展的现状，电化学储能产业的忧反映了电化学储能电站健康可持续发展需要解决的问题，需要引起各方的高度关注。

一是要建立储能价值的市场机制措施。要公平合理评价新型储能电站与抽水蓄能电站在电力系统中的作用，本着“同责任、同义务，同作用，同收益”的原则，出台新型储能电站的容量电价机制。持续完善储能参与中长期交易、现货和辅助服务、需求响应等各类电力市场的技术标准、准入条件、交易机制、结算方式，丰富拓宽储能参与市场交易品种，适度拉大现货市场峰谷价差，为储能发展提供稳定的市场空间，形成新型储能电站在电力市场中的价值发现机制和收益实现机制。针对独立/共享储能建立资源共享机制，开展资源需求、容量配备等市场信息撮合服务，解决当前容量租赁各方信息不对称的现象。