盡管受到新冠肺炎疫情影響，但全球儲能產(chǎn)業(yè)仍保持高速增長勢頭。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)的預計，2020年全球儲能市場規(guī)模將從2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，創(chuàng)下新的紀錄。其中“可再生能源+儲能”這一應用場景正在快速發(fā)展，市場份額預計由2019年的59%提升至71%。

在全球主要儲能應用國家，“光伏+儲能”幾乎成為標配。投資商在大型地面電站加入儲能，不僅可以對電網(wǎng)進行調(diào)峰調(diào)頻，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性和電網(wǎng)線路利用率，還可以平滑光伏出力以減少對電網(wǎng)的沖擊。

為促進新能源消納、提升電力系統(tǒng)靈活性，英、美、德、日等國家通過立法給予儲能相應的身份，可以根據(jù)其自身資源的技術(shù)特點，設(shè)計不同的報價參數(shù)充分考慮儲能的技術(shù)與物理特性，讓其參與電能量、容量、輔助服務等不同品種交易，多種手段鼓勵儲能參與電力市場。

隨著我國經(jīng)濟轉(zhuǎn)型、綠色能源快速發(fā)展和能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革不斷深化，我國的儲能發(fā)展需求正在日益擴張，儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展已經(jīng)成為必然。

截至目前，我國風電、光伏裝機均超過2.3億千瓦，安徽、湖南、青海等多地均在探索儲能等靈活調(diào)節(jié)資源促進新能源消納的新機制，已有17個省份出臺了新能源配套儲能及新能源場站一次調(diào)頻的相關(guān)政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、標準不完善、系統(tǒng)集成不專業(yè)的問題較為突出。

一是政策缺少長效機制，收益存在很大不確定性。與國外相比，我國的現(xiàn)貨市場仍然以發(fā)電側(cè)單邊交易為主，價格信號無法傳導到用戶側(cè)形成有效激勵引導，從而造成商業(yè)模式無法形成閉環(huán)。

目前“可再生能源+儲能”成本主要由新能源開發(fā)商來支付，獲得收益存在局限性。按照“誰受益、誰付費”原則，新能源企業(yè)并不是唯一的受益主體，權(quán)責并不對等，儲能低價惡性競爭激烈。

雖然各地出臺了一些輔助服務政策，但交易品種單一，難以覆蓋儲能投資成本。有些地方政策沒有長效機制，甚至“朝令夕改”，儲能投資面臨較大的風險，不利于行業(yè)長遠發(fā)展。

二是技術(shù)和非技術(shù)成本高，儲能電站成本居高不下。2020年儲能的度電次成本在0.5元左右，按照目前的儲能系統(tǒng)度電成本，距離規(guī)模應用的目標度電次成本0.3~0.4元還有不小差距。

一方面由于儲能尚未實現(xiàn)規(guī)�；瘧�用，儲能的技術(shù)成本較高；另一方面，國內(nèi)儲能電站開發(fā)、土地、接入、并網(wǎng)驗收、融資等無形拉高了儲能投資成本，非技術(shù)成本已經(jīng)成為制約行業(yè)發(fā)展的主要因素之一。

三是標準體系尚未形成，影響行業(yè)快速健康發(fā)展。儲能標準涉及設(shè)計、運輸、安裝、驗收、投運、運維、災后處理、電池回收等多個環(huán)節(jié)，儲能系統(tǒng)標準體系不完善，無法保證儲能產(chǎn)品質(zhì)量與安全，直接影響儲能產(chǎn)業(yè)健康、快速發(fā)展。

目前系統(tǒng)集成設(shè)計、EMS、BMS、日常管理技術(shù)等儲能相關(guān)標準全部處于空缺狀態(tài)，儲能系統(tǒng)并網(wǎng)驗收標準也不夠完善。部分地區(qū)要求光伏強制配備儲能，但電網(wǎng)公司并沒有明確儲能如何參與調(diào)度，以及調(diào)度的頻次，充放電次數(shù)、放電深度多少算合格，標準的缺位造成了當前儲能系統(tǒng)門檻不一的局面。

四是系統(tǒng)集成設(shè)計參差不齊。儲能集成系統(tǒng)是一個多學科、多領(lǐng)域的技術(shù)領(lǐng)域，包括了系統(tǒng)控制、電氣安全、直流側(cè)管理、設(shè)備優(yōu)化匹配、電池健康及安全聯(lián)動保護管理等，無論哪個部分出現(xiàn)短板，都會影響整個系統(tǒng)，儲能系統(tǒng)如何做到高安全、低成本、智能化和模塊化，是目前儲能產(chǎn)業(yè)亟待解決的問題。

目前行業(yè)存在以動力電池代替儲能電池、非專業(yè)集成，堆砌化的“系統(tǒng)拼湊”、非一體化設(shè)計、未全面測試驗證等行業(yè)亂象，不僅造成系統(tǒng)效率低下，還會暗藏安全隱患。

“碳達峰”和“碳中和”的目標下，要實現(xiàn)凈零碳排放，能源供應基本上要通過電力替代來實現(xiàn)，以風電、光伏為主的可再生能源電力為增量主體。

儲能的規(guī)模化發(fā)展有利于推動可再生能源大規(guī)模的應用，更有利于推進我國在全球新一輪能源技術(shù)革命和產(chǎn)業(yè)變革中搶占先機。

但只有技術(shù)支持并不足以支撐可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，市場政策支持也很重要。從長遠來看，我國發(fā)展儲能的技術(shù)路線、商業(yè)模式以及發(fā)展路徑跟歐美國家不一樣，其中最大問題在于電力體制改革推進的進程和速度并不確定。因此，需要從頂層設(shè)計上統(tǒng)籌儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，建設(shè)更為健全的運行機制與電力市場機制，通過政策調(diào)整打通儲能多重應用，加速儲能商業(yè)化進程。

一是加快建立儲能技術(shù)及應用標準體系。制定發(fā)布儲能系統(tǒng)級的設(shè)計、安裝、并網(wǎng)性能評價標準，建議參考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相關(guān)標準；完善儲能電站的并網(wǎng)規(guī)范標準要求，統(tǒng)一“新能源+儲能”的電站設(shè)計要求；盡快完善儲能電站的調(diào)度規(guī)范標準要求，為儲能接入電網(wǎng)，更好地支撐電網(wǎng)系統(tǒng)打下基礎(chǔ)。

在儲能電站并網(wǎng)驗收方面，對于儲能系統(tǒng)并網(wǎng)驗收建議綜合考慮儲能系統(tǒng)特性，建議參考南方電網(wǎng)驗收標準建立嚴格的驗收測試規(guī)范并嚴格執(zhí)行；在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)驗收中，建議明確儲能系統(tǒng)中關(guān)鍵參數(shù)以及驗收集體實施標準和方法；加強儲能系統(tǒng)的可調(diào)度性能測試，確保儲能系統(tǒng)更好地支撐電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性。

二是推動1500V等高效技術(shù)大規(guī)模應用。目前光伏電站采用1500V系統(tǒng)電壓較為普遍，但國內(nèi)儲能系統(tǒng)多采用1000V電壓等級，技術(shù)先進性有待提升。目前德國等海外市場大規(guī)模應用1500V儲能解決方案，占比超過80%，技術(shù)已非常成熟。儲能系統(tǒng)提升至1500V電壓后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系統(tǒng)成本降低5%以上，系統(tǒng)效率提高0.3%以上，降本增效效果十分明顯。

三是建立完善儲能價值評價體系。應努力為儲能產(chǎn)業(yè)構(gòu)建一個公平的政策環(huán)境，通過完善的市場機制體現(xiàn)儲能的多重價值。要基于儲能受益對象識別方法，研究發(fā)電、電網(wǎng)、用戶等多元受益主體間的價值分攤技術(shù)，并提出適合不同儲能應用場景的儲能價值評估方法，為儲能價值量化評估提供新思路。

四是制定儲能電價政策。逐步建立終端峰谷電價動態(tài)調(diào)整機制，在有條件的地區(qū)加快探索儲能容量電費機制，試點儲能容量市場。在此基礎(chǔ)上，可以重點培育“第三方獨立輔助服務提供者”市場角色；探索、試點輔助服務參與方從發(fā)電側(cè)延伸至用戶側(cè)的新機制。

五是明確獨立儲能設(shè)施并網(wǎng)、接入方式，允許其作為獨立市場主體開展運營。當前儲能系統(tǒng)主要運營方式是與發(fā)電機組聯(lián)合，從系統(tǒng)整體看作為發(fā)電企業(yè)的一部分，利用調(diào)頻、調(diào)峰等功能獲益。相比國外，我國當前儲能系統(tǒng)缺乏作為獨立市場主體運營實踐，限制了儲能技術(shù)的靈活應用，不利于從全系統(tǒng)角度優(yōu)化配置和調(diào)用儲能。建議不同容量的獨立儲能站，可接入不同電壓等級，希望得到公平調(diào)度和公平報價。

六是建議各省區(qū)政策保持穩(wěn)定性和可持續(xù)性。一些省份電力輔助服務政策頻繁調(diào)整，給整個產(chǎn)業(yè)的投資帶來了較大的風險。在儲能技術(shù)還尚未充分驗證和迭代的情況下，企業(yè)和市場的關(guān)注點被迫過早地轉(zhuǎn)移至政策風險上，頻繁的政策變動讓投資者都在追求“快進快出”，不利于行業(yè)的長遠發(fā)展。