“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”，意味著今后較長時期，我國電力清潔化必須提速，以風電和光伏發電為主的新能源將迎來加速發展。

作為高比例可再生能源的關鍵支撐技術，儲能在促進全球電力低碳轉型進程中不可或缺，尤其在可再生能源占比越來越高的電力系統中，儲能將發揮越來越重要的作用。

但是儲能產業面臨歷史性機遇的同時，如何實現儲能與新能源乃至電力系統的深度融合，不管在頂層設計、市場機制還是在具體產業層面的降本增效上，都面臨不小的挑戰。

作者：吳家貌(中關村儲能產業技術聯盟副理事長、陽光電源副總裁兼光儲事業部副總裁)

一、國際儲能發展情況

盡管受到新冠肺炎疫情影響，但全球儲能產業仍保持高速增長勢頭。根據彭博新能源財經的預計，2020年全球儲能市場規模將從2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，創下新的紀錄。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，不僅可以對電網進行調峰調頻，提高電網穩定性和電網線路利用率，還可以平滑光伏出力以減少對電網的沖擊。

為促進新能源消納、提升電力系統靈活性，英、美、德、日等國家通過立法給予儲能相應的身份，可以根據其自身資源的技術特點，設計不同的報價參數充分考慮儲能的技術與物理特性，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。

二、我國儲能產業面臨的主要問題

隨著我國經濟轉型、綠色能源快速發展和能源供給側結構性改革不斷深化，我國的儲能發展需求正在日益擴張，儲能產業的快速發展已經成為必然。

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節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頻的相關政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、標準不完善、系統集成不專業的問題較為突出。

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，我國的現貨市場仍然以發電側單邊交易為主，價格信號無法傳導到用戶側形成有效激勵引導，從而造成商業模式無法形成閉環。

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