“储能”成两会热词，光储融合还有哪些痛点亟待解决？

相比传统能源，光伏等可再生能源发电普遍存在间歇性、波动性问题，需要储能配套来平滑和稳定电力系统运行。

国家能源局的统计显示，2022年，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。

随着光伏等可再生能源占比的持续提升，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。

国家发改委、国家能源局在《加快推动新型储能发展的指导意见》中提出，到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。届时，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段。

因此，“储能”成为今年两会的热词，多位政协委员及人大代表建言献策。

全国政协委员、中国能源建设集团（601868.SH）党委书记、董事长宋海良认为，当前新型储能在电力系统应用的稳定商业模式还未完全形成。因此他建议，加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。

宋海良同时建议，对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。

首先，光伏产业和储能行业天然是携手并进、相互成就的关系。

“光伏的发展需要依靠储能携手向前进，不可独行。”阿特斯阳光电力集团高级副总裁、储能科技总经理张光春向第一财经表示，目前光伏行业自身的发电成本已经达到了平价上网的水平，在全世界很多国家和地区都是如此。但是电网的承受力有限，这个问题的解决需要依靠储能技术，储能的主力军是电化学储能，也就是今天大家提到的锂离子电化学储能。

张光春进一步表示，我们今天看到储能领域的发展就像光伏行业十五年前的场景，但是我认为储能的发展速度会比十五年前光伏产业的发展速度快，这背后既有资本市场对行业的重视也有技术的支持。“储能在快速发展的过程中难免会出现不平衡的情况，我们现在产业、产品、市场、政策都有了，但是都需要完善。希望再过几年，加上储能（成本）后，光伏发电的成本仍然能够低于传统能源的发电成本。”

但是，眼下储能产业的发展仍有痛点亟待解决，比如目前国内风光项目强制配储能的情况。

“跟光伏一样，储能的发展也不是一帆风顺。”阿特斯阳光电力集团（CSIQ.US）董事长兼首席执行官瞿晓铧3月8日在第六届阿特斯三八光储技术论坛上公开表示，目前国内风光项目强制配储能，好像拉郎配，增加成本，但没有对应收入。配套储能不受重视，普遍配而不用，去年我国风光项目所配储能的利用率是6.1%。这样一来，配置低，性能差的储能设备反而有机会中标，劣币驱良币，成为行业发展隐患。

瞿晓铧进一步强调，不过好消息是，政府开始关注国内储能市场的状况，并将在近期出台政策，使国内储能市场回归可持续发展的正途。

全国人大代表，天能控股集团（688819.SH）党委书记、董事长张天任告诉第一财经记者，“我在调研时发现，目前储能产业主要面临的一大问题是配置不够均衡。目前在建及建成的储能项目中，发电侧的分布式储能项目多，电网侧、用电侧的共享储能项目少。”

据第一财经记者了解，截至2022年末，全国累计批复的储能项目中，95%以上是发电侧储能项目。

因此，张天任建议国家进一步完善新型储能政策机制，尽快出台用户侧储能接入、验收管理实施细则，破除“隔墙售电”玻璃墙，降低或取消中大型储能项目的基本容量电费，支持储能项目以独立市场主体身份参与电力市场。

（文内图片摄影:任玉明）