一、电源侧储能中新能源配储运行情况不佳，远低于火储、电网侧配储及用户侧配储。

（1）新能源配储调用频次低。目前，新能源配储一般是在弃电时段进行充放运行，至多“一充一放”运行，部分区域配置的电化学储能基本未调用；电网侧、用户侧配储多为“两充两放”运行模式；火储调频由于受AGC调度指令响应，储能调用频繁。

（2）新能源配储利用率低。据中电联统计，目前新能源配储的平均运行系数仅为0.06（日均运行小时1.44h）、平均利用系数仅为0.03（日均利用小时0.77h）、平均备用系数高达0.92（日均备用小时22.17h）、平均日利用指数仅为17%（日均等效利用次数0.22次）。与火储、电网配储、用户侧配储相比，新能源配储平均两日才能实现一次完整的充电，且等效利用系数和日利用小时数均为最低。

二、新能源配储利用率的调度低的重要原因在于需求空间有限。

随着电力市场化改革进程的深入推进，以可再生能源为主的能源结构调整不断倒逼现有煤电行业转型升级，占据主力地位的火电厂响应国家号召积极进行以热储能技术为主的灵活性改造，同时用户侧也在进行灵活性需求响应。新能源发电量并不会持续维持高位，电网侧消纳困难也不是一直存在，因此新能源配储如果局限于内部使用，那需求和应用场景、时段都会受到一定限制，进而导致新能源配储的利用率和调度明显低于火储、电网侧配储以及用户侧配储。

三、推动新能源+配建储能作为联合主体参与市场交易，增加新能源配储利用率和调用频次。

上述提到的局限于内部使用则需求收到一定限制，若上升至解决整个电网的需求，新能源配储的利用率和调用频次或将得到改善。即在新能源配储的同时具备独立控制的要求和条件，可转为独立储能参与现货市场以及全省的调频辅助服务，那需求或将会大幅提升，利用率和调用不足的现状得到一定改善。目前国家和各地政府也在积极推动新能源配储运行机制的完善工作：

（1）国家政策推动。2022年5月国家发改委和国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，其中提出鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。

（2）地方政策推动。2023年2月22日，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《关于2023年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，首次明确了新能源与配建储能作为联合主体参与市场的方式。

其次，对于还未进行新能源配储的项目，还可通过集中建设储能电站实现新能源配储需求，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用，降低成本的同时增加其利用率和调用频次。