2020年4月，内蒙古能源局提出，优先支持对配置储能的电站项目，储能时长为1小时及以上，配置容量达到项目建设规模5%及以上。

2020年6月，国网山西公司建议，新增光伏发电项目应配备15%-20%储能，落实消纳协议。

类似的政策还有很多。山东、新疆、青海、湖北、湖南、安徽、西藏……不约而同地对光伏、风电等波动性电源提出配置储能的要求，甚至有人将2020年称为新能源加储能发展元年。但另一方面，除了新疆、青海等少数地区外，多数省份并未提及财政补助、参与电力市场交易等后续补偿措施。

根据BNEF统计，2020年，国内储能成本约为0.55元/kWh，比海外略低，但由于不能从应用及调峰调频中获取合理回报，自愿投资者寥寥。许多逆变器企业在“531新政”颁布后都提出了“光储一体化”的概念，但实际应用普遍在海外，国内有大规模储能应用的只有阳光电源、科华恒盛、宁德时代等少数几家企业，且多数项目都依靠行政命令强制推进，与海外大量自愿安装建设形成鲜明对比。

为何会出现这样的尴尬场景?国内的储能输在哪里?索比光伏网带您一探究竟。

1为何要强制配储能?

从各省发布的文件看，配置储能主要是为了解决新能源消纳难题、降低弃风弃光率。但对多数省份而言，这一问题并非长期存在，程度也不算严重。根据国家能源局相关负责人在2020年三季度网上新闻发布会期间介绍的情况，上半年清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3个百分点。由此可见，可再生能源配置储能更多是一种未雨绸缪的准备。

靠储能控制弃光率，合理吗?根据索比光伏网了解的情况，各家企业投资光伏项目时，往往会有一定的弃光率预期。若以此为由、强制相关企业加装储能，反而增加初始投资，反倒会打消相关企业的投资积极性。北京鉴衡认证中心主任秦海岩认为，今年风电、光伏发展形势不容乐观，若仍按照原有办法考核新能源消纳能力，并不符合实际情况，很多地区都可能由绿色转为红色，这将会误导国家和各地区对风电建设规模的控制政策。他直言，适度放宽或取消今年对电网限电考核，提高风电、光伏年度新增并网容量，才是提振可再生能源投资的最有效措施。

2中国储能需要怎样激励?

必须指出，当前国内储能相关政策与市场机制相对滞后，应用场景广泛，但绝大部分缺少盈利模型，业主投资储能的收益无法保障，才是导致国内储能应用进程缓慢、业主不愿配置的根本原因。阳光电源副总裁吴家貌此前公开表示，储能可以参与调峰调频，让波动性电源更加稳定，对电网更加友好，但其价值难以体现。“究竟谁该为新能源新增储能付费?我们认为，应当综合发电侧、电网侧、用户侧多个角度通盘考虑，建立‘谁受益谁付费’的机制，保证政策稳定性和可持续性，引导储能产业健康发展。”

海外情况如何?以美国为例，不仅可以通过安装储能系统享受税收减免，还能在PJM电力市场中参与交易。根据交易时长，有实时市场和平衡市场，也有日前市场和长期市场交易机制;根据交易品种，有能量市场、容量市场、辅助服务市场等交易机制，帮助储能用户获得合理收益。在澳洲，越来越多的家庭在利用政府的下一代电池储能补贴计划安装太阳能发电系统，被称为是全球最大的电池储能发展计划之一。至于日本、英国，也对本国储能项目提出了多重补贴计划。

3储能系统集成标准待完善

据了解，一套储能系统的全生命周期包含设计、运输、安装、投运、验收、运维、电池回收等诸多环节，同时要有相应的灾后处理方案。目前，国内储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。

北京鉴衡认证中心副主任纪振双表示，国内储能电池设备相关标准较多，但系统级标准缺失、不完善的问题较为普遍。另一位技术专家也指出，以《电力储能用锂离子电池标准》(GB/T 36276-2018)为例，电池簇层级以上热失控等系统安全性要求和试验方法缺失;在外壳、保护接地、端子和线缆等关键组件要求上缺乏详细的规范或说明。此外，《电化学储能电站设计规范》(GB51048-2014)中，也存在对锂离子储能系统的火灾危险性认识不足的问题，锂离子储能电站的安装、运行、管理等过程消防安全无据可依，储能的消防安全不知由谁负责。

据吴家貌述说，目前系统集成设计，EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。“部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确提出，储能如何参与调度，以及调度的频次，充放电次数、放电深度多少算合格，标准的缺位造成了当前储能系统滥竽充数、鱼龙混杂的局面。”

4储能成本仍偏高

打铁还需自身硬。包含BNEF在内的多家机构认为，短期内国内储能项目度电成本仍高于0.3元/kWh，距离业内人士心目中的理想价格仍有不小差距。一方面，我们要推动政府主管部门及时出台补贴政策，扩大市场应用规模，另一方面，储能企业也需要加大研发力度，通过技术创新+方案创新降低系统度电成本。
从上图看，设备成本(电池、PCS、EMS等)偏高只是储能应用难以大规模推广的原因之一，非技术成本的影响同样不容忽视。相关企业负责人透露，电站开发、土地、接入、并网验收、融资等成本居高不下等问题不仅存在于光伏项目中，储能项目也无法避免。此外，光伏是依靠国家财政补贴实现规模化应用和降本增效的，但储能没有这样的待遇，完全依靠企业实现规模化应用难度较大，希望有关部门予以重视。

5中国储能企业如何应对?

除了等待补贴政策出台、完善技术标准、降低非技术成本、加大研发力度，储能企业还有没有其他破局之策?我们认为，至少还包括以下三点。

一是推动1500V等高效技术大规模应用。目前光伏电站采用1500V系统电压较为普遍，加快了平价的进程。但国内储能系统多采用1000V电压等级，技术先进性有待提升。吴家貌介绍，储能系统提升至1500V电压后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系统成本降低5%以上，系统效率提高0.3%以上，优势明显。从2017年起，阳光电源就在美国、德国、英国等海外市场大规模应用1500V储能解决方案，占比超过80%，技术已非常成熟，建议国内有关企业大胆应用，“就像当初在光伏电站中应用1500V那样。”

二是增加适用场景，扩大应用范围。风电、光伏等可再生能源搭配储能是一个不错的方向，但绝不是行业发展的唯一出路，电动汽车、楼宇、虚拟电厂、户用储能等场景同样大有可为。从海外经验看，搭载储能后，每个用电企业、个人都可能成为电力产销方和第三方独立辅助服务提供者，参与电网调峰调频。随着国内电改的不断推进，上述场景很可能成为现实。

三是相关企业加强系统集成能力。吴家貌在谈到这一问题时痛心尤切，他直言，目前许多储能系统都由电池制造企业粗放式堆砌，存在较大安全隐患。事实上，储能系统集成设计是一项非常复杂的工作，涉及电化学储能、电力电子、消防安全等众多领域，必须由专业的人做专业的事。

作为全球领先的储能系统集成商，阳光电源建立了专业的储能系统研发团队，专门成立了储能电池PACK、储能变流器、储能系统集成产品线，坚持从关键部件到系统级的全面协同和联动，以确保储能系统的安全可靠，并荣获全球最高安全标准的系统级UL9540认证。这也是阳光电源储能系统广泛应用于欧美等高端市场，并未发生一例安全事故的原因。

小结

作为调峰调频的重要方式，储能理应实现大规模应用，而不是由地方政府、电力公司强制可再生能源企业配套安装。为了解决这一尴尬局面，我们需要做的还有很多。在此感谢鉴衡认证等第三方机构、阳光电源等领军企业的不断投入，也希望未来有更多企业参与其中，让储能给新能源项目带来额外收益。