中国正在构建以新能源为主体的新型电力系统，但风电、光伏等新能源具有波动性和间歇性等特征，对电网稳定、安全带来挑战，这需要储能发挥出重要作用。

根据储能系统安装位置，可分为发电侧、电网侧、用户侧储能。各类储能应用场景不同，商业模式各异，各具应用必要性。

近两年来，中央及地方政策相继出台，对新能源提出配储要求。随着可再生能源占比的提升，储能迎来空前发展机遇。但搭配储能意味着成本的上升，且相关市场机制尚不健全，存在众多问题。

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1月16日，界面新闻邀请了三位电力、新能源领域专家，通过线上直播的方式，就储能相关议题进行讨论。

他们分别是国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧、正泰电源总经理周承军、中信证券电新行业首席分析师华鹏伟。

如何看待去年储能市场？

国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧表示，2022年是储能发展大年，特别是新型储能。根据CNESA储能数据库的不完全统计，截至2022年底，已经运营的新型储能累计装机规模已突破1000万千瓦。

去年，国家发改委发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

同时，另一重磅文件《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》发布，指明新型储能可作为独立主体参与电力市场。

正泰电源总经理周承军将去年储能市场概括为“三多”、“三高”和“两同”。

“三多”指储能政策出台多、启动项目多、企业扩产多。“三高”指行业增长率高、国内电化学储能规模高、锂电池价格持续走高。“两同”即国内和国际市场同时爆发，特别是欧洲电价的上涨导致当地户储市场增长率较高；同时，资本市场也掀起储能概念热潮。

中信证券电新行业首席分析师华鹏伟提出，去年储能市场可从三方面看。第一，政策鼓励明确。第二，内外兼修，国内外市场都出现快速发展局面。第三，多种技术路线在积极推进，包括锂电池储、抽水蓄能、空气压缩储能，熔岩储能等等。

华鹏伟指出，对于资源禀赋不够的地方，光伏+储能在短期内能够较为快速地解决用电和用能问题。目前储能装机比例仍然较低，但中长维度看，储能具有很强的适应性和较大的发展空间。

各主体配储积极性如何？

周承军表示，目前国内配置储能积极性最高的是新能源发电侧和工商业用户侧。新能源发电侧配置的储能，虽然还无法靠储能的直接收益收回投资，但若将配置储能的成本均摊至新能源电站投资成本中，很多地区的新能源电站仍具有一定的经济效益。