随着碳达峰、碳中和“30·60”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.
随着碳达峰、碳中和“30·60”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.
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。
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。
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.储能系统成本居高“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”。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。
目前“逆变器+PCS”的简单拼凑技术路线，使投资成本居高不下；缺少电串联均衡和并联环流抑制的大理储能电池包，也必将带来隐含的全生命周期运维成本。
在缺乏标准的强配模式下，以成本为导向的储能模块，“劣币驱逐良币”的现象已经出现。“由于未来收益并不明确，大家可能会倾向于配置性能较差、初始成本较低的储能，导致市场上充斥低性能的储能设备，影响行业健康发展。去年一年，发电侧配置的储能市场中标价被砍了三分之一，很多企业配储能主要是为了满足政策要求，加速并网，至于对电网的调节深度、响应速度、备电时长等具体性能是否合规，似乎也没有人去追究这件事。这种情况在未来一定要改善。
中科海奥提出的解决方案是：在储能电池舱内构建直流微网系统，将交流侧接口简化为单一的AC/DC电力电子变压器，替代“逆变器+PCS”，同时直流母线对所有串并联的电芯进行均衡。以上举措极大降低了投资成本和运维成本。
用户侧直流储能前景可期
其实，在新能源电源侧配置储能的模式启幕之前，储能作为电力系统平衡不可缺少的部分，在参与调峰调频、削峰填谷等方面已经发挥了一定作用，早已不是一个新鲜名词。
随着以锂电池为主的电化学储能技术的发展，电源侧以外的储能应用场景被持续发掘，衍生出了系列新业态，其中，用户侧储能被业内人士广为看好。“电源侧储能只能算是一个中间阶段，并不是最终的解决方案。目前来说，电源侧储能仍然是较为被动的，大部分依靠政策驱动，并没有真正站在优化的系统去考虑。未来分布式的用户侧储能会有很大的发展空间。因为电网的最终平衡还是要依靠发电与用电的高效对接，而泛在的用户侧储恰恰能精准满足这种需求。
