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隨著光伏等可再生能源占比的持續(xù)提升，儲能越來越成為未來電力系統(tǒng)中不可或缺的角色。

需求

在國家能源局舉辦的例行新聞發(fā)布會上，國家能源局能源節(jié)約和科技裝備司副司長劉亞芳介紹，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。

此外，截止目前，全國已有26個省市規(guī)劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標，總規(guī)模將近70.55GW。其中百兆瓦級項目成為常態(tài)，20余個百兆瓦級項目實現(xiàn)了并網(wǎng)運行，5倍于2021年同期數(shù)量；規(guī)劃在建中的百兆瓦級項目數(shù)達400余個，其中包括7吉瓦級項目。

預計到2027年，中國的儲能市場將步入T瓦時代。

縱觀國外市場，有機構預測，2023年全球儲能總需求達到188GWh，同比增長60%，中國增長94%，美國增長57%，歐洲增長5%。尤其是歐洲能源危機下，歐洲戶用光儲高經(jīng)濟性得到市場的認可，光儲剛性需求明確，光儲需求開啟爆發(fā)式增長。

可以預見，在新能源的蓬勃發(fā)展之下，光儲融合的市場空間巨大！

挑戰(zhàn)

一個飛速上漲的行業(yè)，隨著產(chǎn)業(yè)結構、規(guī)模、資源匹配等情況變化，發(fā)展性問題隨之而來。

地方規(guī)劃儲能建設太過一刀切，而目前儲能的模式，盈利水平有限；在原材料飆漲和入網(wǎng)電價擠壓下，儲能應用成本過高。而配置低、性能差的儲能項目在此時鉆了空子，變得很容易中標，導致項目不合格率問題頻出，成為行業(yè)發(fā)展的極大隱患。

此外，成本偏高是光儲項目一直推行不起來的主要原因。即便按照100MW項目配置10%/2h儲能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。以電池壽命為10年、循環(huán)次數(shù)在3400次為基礎進行測算，平均度電成本約為0.5元/千瓦時。若光伏平均度電成本為0.9元/千瓦時，兩者相加后每度電的成本就要1.3元/千瓦時。

近日，中國電建股份公司新疆阜康市60萬千瓦光伏+60萬千瓦時儲能項目儲能設備采購項目，投標單價1.26元/Wh，比2022年均價1.48元/Wh下降了8%，雖然有所降低，還是遠高于目前的電價。

發(fā)展

政策首先亮起了綠燈。

2月13日，國家能源局發(fā)布對十三屆全國人大代表第BH0108號建議的答復。答復中提出，國家能源局將積極會同有關部門完善新型儲能支持政策，指導各地加強新型儲能規(guī)劃布局和調(diào)度運用，積極開展試點示范，完善配套政策機制，強化產(chǎn)學研用協(xié)同，推動全產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)調(diào)發(fā)展。

2月22日，國家標準化管理委員會、國家能源局發(fā)布《新型儲能標準體系建設指南》提到：加快制訂設計規(guī)范、安全規(guī)程、施工及驗收等儲能電站標準，開展儲能電站安全標準、應急管理、消防等標準預研，盡快建立完善安全標準體系，結合新型電力系統(tǒng)建設需求，初步形成新型儲能標準體系，基本能夠支撐新型儲能行業(yè)商業(yè)化發(fā)展。

就目前來看，光儲發(fā)展是一條長坡賽道。2023浙江光儲產(chǎn)業(yè)發(fā)展論壇，將于4月21日在杭州舉辦，探討產(chǎn)業(yè)形勢、政策優(yōu)勢、市場機遇等。 

原標題：探討 | 光儲市場現(xiàn)狀及未來趨勢