随着碳达峰、碳中和“30·60”目标的提出，以光伏、风电为代表的可再生能源战略地位凸显，储能作为支撑可再生能源发展的关键技术，有望站上下一个风口。据测算，到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿以上。

记者注意到，今年以来，多地出台政策支持“新能源+储能”模式的发展，从措辞上来看，地方对储能的态度也从“鼓励”、“建议”转向“优先”和“要求”。除了电源侧储能的强势推广，新兴的用户侧储能应用也得到极大发展。

然而，看似繁荣的产业背后，储能行业仍存在成本较高、电源侧用户接受度低，甚至“劣币驱逐良币”等隐忧。拥抱万亿市场，储能还有很长的路要走，而政策支持、技术变革、模式创新成为业内共识。

多省市力推“新能源+储能”

国内的储能行业先后经历了多个发展阶段，从不同应用场景来看，由于用户侧储能的商业模式较为明确，也成为最早兴起的储能应用。一般而言，波峰波谷电价存在高低差异，用户侧储能可以利用这一差价固定盈利，这也成为驱动用户侧储能建设的主要动力。

不过，随着工商业电价的持续走低，上述峰谷差价逐渐压缩，用户侧储能的盈利空间随之收窄。种种因素作用下，用户侧储能的装机规模在2018年被电网侧储能赶超；同时，随着储能成本计入输配电价的提议落空，电网侧储能项目也遭遇“急刹车式”的尴尬。 

面对应用场景的不断更迭，电源侧储能受到关注。据不完全统计，今年以来，至少有11个省份要求新能源电站配置储能，其中9个省份明确了储能容量的大小和时长，1个省份要求按照电网调度的要求配置储能，1个省份在项目申报打分环节中对配置储能的项目给予优先。

青海的政策就有一定代表性。今年1月，青海省印发了《支持储能产业发展的若干措施(试行)》，在诸多支持措施中首先提到，积极推进储能和可再生能源协同发展，一是实行“新能源+储能”一体化开发模式，二是实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。

针对“新能源+储能”模式，青海省表示，新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持；同时，储能项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴。

青海的政策只是当前地方政府强推“新能源+储能”的一个缩影，其他省份还包括宁夏、甘肃、广西、山东等。综合来看，各地政策要求配置储能的比例大多以不低于5%、10%或20%进行分档分级，并且普遍明确“储能时长要在2小时以上”。

值得一提的是，自去年以来，各地有关新能源配置储能的政策文件中，措辞也逐渐发生了变化。例如，“鼓励”和“建议”等措辞更多地转变为“优先”和“要求”，地方政府力推“新能源+储能”模式的情况可见一斑。

从储能市场的发展经历来看，并非一帆风顺，那么，为何当前时点储能会再度受到关注？科华数据新能源事业部副总经理曹建在接受e公司记者采访时指出，“十四五”是实现“双碳”目标的关键年、窗口期，而实现“双碳”目标，无疑要加快能源结构改革，加大新能源的发展力度。

科华数据参建的西藏日喀则40MW/200MWh光储项目

“储能正从商业化初期的摸索向规模化发展过渡。在经历了‘十三五’的项目示范后，储能技术路线、成本水平、安全可控等已经具备了相对成熟的应用可行性，在各地相继出台的政策牵引下，储能开始进入新的发展阶段。这对于储能的发展是必须的、也是及时的。”曹建说道。

地方政府力推储能背后，“新能源+储能”的规模也获得了极大发展。阳光电源储能销售中心总经理陈志向e公司记者介绍说，得益于当地电网公司和各省主管部门出台的导向性政策，2020年中国储能市场70%份额来源于“新能源+化学储能”。

阳光电源山东莱州光储融合项目

记者注意到，国家层面也正酝酿对储能行业的支持政策。根据江苏省发改委日前披露的信息，国家发展改革委价格司副司长彭绍宗一行赴江苏调研。调研组听取了新型储能电站建设、运营企业的项目投资和建设、运营模式、成本费用回收方式、地方政府补贴、下一步投资意愿等方面的情况，并与企业就生产经营中遇到的困难问题和相关政策建议进行了交流。

储能成本高企难题待解

“新能源+储能”的组合虽被业界广为看好，但在落地过程中却出现了诸多“水土不服”的情况，让各路参与方叫苦不迭。

目前，“配置储能优先并网”已经由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则，逐渐变为明规则，而在缺乏疏导机制的情况下，新增的储能成本被“一边倒”地集中在发电企业，这对刚刚迈入平价时代的新能源项目来说，可谓“压力山大”。

华东地区一位储能从业人士在接受采访时向e公司记者表示，对于发电企业来说，目前电源侧的储能成本是额外增加的，只能选择在项目内部自行消化。

“光储和风储强制配套，从技术角度看并不是最好的，从发挥经济性最大化的角度来讲，储能只在发电侧与光、风配合，还不能达到最佳效益。”陈志告诉e公司记者，“上述组合的经济性在很大程度上会受到电网调度方式和频次的影响。”

据悉，由于电网系统的运行方式与局部消纳能力是实时变化的，而统一按一定比例配置的电源侧分散式储能，存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷；另一方面，目前电源侧储能电池容量有限，在弃风弃光率较高的地区，风机和光伏板发出的超出电池容量外的电能若不能及时并网，只能被浪费。

”从目前的情况看，发电集团要投资储能，经济性并不可控，而且也很难确定储能设备的性能指标，更无法谈什么标准了。”陈志表示。

一家央企风电运营商人士也向e公司记者谈到这一苦衷，对于新能源运营商而言，储能最大的制约就是成本，成本会直接降低收益水平。“如果收益达不到我们的要求，那么配储能的项目现在就做不了，作为央企，我们所有项目的收益率是有严格标准的。”

该人士进一步指出，相比电化学储能，更加认可的储能方式是抽水蓄能。不过，抽水蓄能的成本虽然比较低，但也需要面对项目审批、建设周期长以及未来电价走势不明朗等风险。“短期之内，运营商做储能，更多的是根据项目实际要求，比如，当地政府要求只有配备了储能才可以获取新的新能源项目，我们才可能去做储能，否则目前是肯定不会的。”

电化学储能的优势是灵活性高，但在缺乏标准的强配模式下，以成本为导向的储能模块，“劣币驱逐良币”的现象已经出现。“由于未来收益并不明确，大家可能会倾向于配置性能较差、初始成本较低的储能，导致市场上充斥低性能的储能设备，影响行业健康发展。” 陈志坦言。

“‘新能源+储能’项目大部分是最低价中标，去年一年，发电侧配置的储能成本被砍了三分之一。”国轩高科储能事业部负责人韩一纯告诉e公司记者，很多企业配储能主要是为了满足政策要求，加速并网，至于对电网的调节深度、响应速度、备电时长等具体性能是否合规，似乎也没有人去追究这件事。不过，这种情况在未来肯定会有所改善。

安徽庐江国轩新能源厂区用户侧储能项目

值得一提的是，不同于早期的新能源发电项目，储能并未获得过多的补贴青睐。目前，在电源侧加装储能时，除新疆和青海外，各省份均没有任何补贴。青海的补贴情况正如前述，新疆则是对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施，给予0.55元/千瓦时的充电电量补偿。

“青海和新疆的补贴实际上也难以覆盖储能的投资成本，以国内市场的储能价格，储能企业是很难盈利的。”陈志表示，以配备比例来说，按照目前的储能成本，综合测算光伏电站的收益水平，我们觉得平均配备15%、2小时左右的储能比例，是一个多方都能接受的结果。有些省份由于储能配比要求过高，导致2020年项目落实难上加难。

今年两会期间，通威集团董事局主席刘汉元也关注到了“新能源+储能”面临的问题，并建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，对于自愿配置储能系统的可再生能源发电项目，在保障全额收购的基础上，在储能电价上设置适当的补贴价格。

用户侧储能前景可期

其实，在新能源电源侧配置储能的模式启幕之前，储能作为电力系统平衡不可缺少的部分，在参与调峰调频、削峰填谷等方面已经发挥了一定作用，早已不是一个新鲜名词。

随着以锂电池为主的电化学储能技术的发展，电源侧以外的储能应用场景被持续发掘，衍生出了系列新业态，其中，用户侧储能被业内人士广为看好。

“电源侧储能只能算是一个中间阶段，并不是最终的解决方案。目前来说，电源侧储能仍然是较为被动的，大部分依靠政策驱动，并没有真正站在优化的系统去考虑。” 安徽中科海奥电气股份有限公司董事长陈滋健告诉e公司记者，“我们认为，未来分布式的用户侧储能会有很大的发展空间。因为电网的最终平衡还是要依靠发电与用电的高效对接，而泛在的用户侧储恰恰能精准满足这种需求。”

韩一纯也表示，随着工商业的发展和交通电动化的推进，用电量和电力负荷将持续加大，用户侧储能市场需求有望大幅增加。随后，他向记者展示了几个典型的应用场景：“比如在一些输配电拥堵的地方，像老城区，因为负荷增大有扩容需求，而电网的规划和配网速度又没有那么快，这个时候如果配上储能，做一个虚拟扩容，就可以快速解决负荷问题；又比如，随着电动汽车的普及，充电设施的建设会逐步跟上，在充电负荷显著增加的情况下，如果能在充电站对配置储能系统，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，给充电站带来了非常可观的收益。”

事实上，上述应用领域也得到了政策的推崇，且在多地被示范推广。去年我国发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》中，明确提出鼓励“光储充放”多功能综合一体站建设。2020年以来，国网已在浙江温州、河北饶河、石家庄、宁夏银川、北京延庆等地建设了多个光储充一体化充电站，并陆续与宝马、东风等整车厂开展相关领域的合作。

“与电动汽车所相结合的储能业态，我认为未来5年有望迎来一个爆发性的发展。”韩一纯坦言。

眼下，换电模式的盛行正为储能孕育新的土壤。“其实，换电是一种典型的用户侧储能，只是由于目前直流电能快速转换技术尚未普及，用‘换’的技术先行发展。伴随着电池性价比和用户侧储能技术的提升，直流微电网或将成为主流。”陈滋健表示。

据国网统计，如果2050年，我国电动汽车保有量达到3亿辆，车上的电池储存总量将达到200亿度电，约等于目前每天中国的消费电量总和。中国电动汽车百人会副理事长欧阳明高曾提出，换电模式一旦推广起来，电池可以由电池银行持有。届时，电池银行将成为最大的储能装置，可以为电网储能，还可以进行电力交易。

“只要电池的循环寿命足够长，储能和动力最终会融为一体。”韩一纯表示。

除此之外，基站储能也是用户侧储能新兴起的一个分支。去年初，中国移动曾采购通信用磷酸铁锂电池产品6.102亿Ah，最高投标限价25.08亿元；中国铁塔与中国电信也曾就磷酸铁锂电池展开联合招标或单独招标。总的来看，新基建推动5G建设进入高峰，基站储能市场需求正迅速增长。

当然，在用户侧储能尚未形成规模化应用之前，诸多问题也仍需正视。目前，在工商业领域，用户侧通过储能电站进行峰谷套利的模式已经较为成熟，但业内人士表示依然有待政策完善。

“目前工业园区配的储能电站，大部分是‘自己搭台、自己唱戏’，一般是通过削峰填谷，缩减电费开支或者进行峰谷套利，储存的电力仅限企业内部消化，没有并入国家电网，无法形成电力消费的闭环，也很难起到平滑电力输出的作用。”前述华东地区储能从业人士告诉e公司记者。

与此同时，据测算，削峰填谷商业模式在峰谷价差达到0.7元/千瓦时以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。

产业链各方积极备战

虽然储能市场的发展还面临不少问题，但储能的潜在规模丝毫不会让人怀疑。近期，储能领跑者联盟副理事长李建林在一场行业会议上介绍说，到2025年，储能成本降至1500元/KWh时，我国大部分地区用户侧储能可实现平价；在存量市场渗透率为30%的情况下，我国储能装机规模可达435GWh，市场规模约6500亿元。

到2030年，储能成本降至1000元/KWh时，我国大部分地区光储结合可实现平价；在存量市场渗透率为60%的情况下，我国储能市场规模可以达到1.2万亿元。

另外一项预测显示，“双碳”总目标下，从2021年开始测算，每年风能与光伏的装机必须100GW，如按15%的容量配置储能的话，大概每年需要新增15GW储能，按2小时标配，则电化学储能每年需要30GWh。

一般而言，在锂电池储能系统中，成本占比最高、也最重要的三个环节分别是锂电池、PCS（逆变器）和BMS（电池管理系统）。可以看到，储能行业爆发前夕，产业链各方正积极备战。

电池成本占据储能系统总成本的比例超过60%，是最重要的环节之一。韩一纯向记者表示，对于电池制造企业来说，最重要的就是做好标准化产品。“目前我们的规划是尽可能多地绑定外部合作伙伴，然后把我们的标准产品释放给外部平台，让他们去拓展不同的应用场景。”

科华数据在储能PCS方面具有核心优势，公司储能业务负责人告诉记者，单纯就储能PCS来讲，其硬件成本占据系统成本的比例约10%；但作为链接储能电池和电网的核心器件，储能PCS的作用是远远超出其成本占比的。“如果将储能系统比喻成一套成熟运行的稳定人体系统的话，储能PCS可谓控制系统的中枢神经系统，起到了连接大脑和肢体的衔接作用。”

科华数据在储能于发输配用等多场景积累了丰富的经验，同时拓展了微网、综合能源以及赋能低碳IDC等多领域的创新应用，正是基于这些创新的积累，科华也对储能有着新的认知。

曹建介绍说，目前，储能系统正朝着高电压能级、高能量密度的方向发展，通过提高系统电压、能量密度实现度电成本的下降，促进储能成本曲线不断下降。值得注意的是，储能系统的安全性、电池的回收再利用等也在客观上制约着储能行业的健康、持续发展。另外，储能行业标准缺失、滞后，商业模式不健全等也在“软”的方面给储能行业带来了困扰。

科华数据一方面通过布局储能系统集成，整合产业发展生态实现储能经济性得到提升；另一方面也牵头制定了多项储能标准，打通产业链关键技术接口，推动建立统一、有序的行业发展方向。

“从储能行业自身而言，各个企业应当加强核心零部件及材料、产品技术、盈利模式等方面的创新，在有序竞争的基础上形成合力，统一行业标准，共同促进行业快速、健康地发展。”在曹建看来，储能行业参与者的内生动力十分关键。

同时，他也指出，储能是个新兴行业，要想促进这个行业的快速发展还需要政策、金融和电网的大力支持，需要市场更加宽容。“政策要充分鼓励企业的创新并且在盈利模式上给予政策支持；金融机构加强资金支持，鼓励储能企业加强创新研发，鼓励用户侧使用储能；电力系统鼓励配有储能的电站通过完善商业模式充分体现其价值。”曹建向记者说道。