随着碳达峰、碳中和“3060”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。

证券时报·e公司记者注意到，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，看似繁荣的表象背后，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?新能源事业部副总经理曹建在接受证券时报·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。

“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证券时报·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”。

证券时报·e公司记者注意到，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证券时报·e公司记者采访时表示，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。”

“从目前的情况看