光储市场现状及未来趋势
随着光伏等可再生能源占比的持续提升，储能越来越成为未来电力系统中不可或缺的角色。
需求
在国家能源局举办的例行新闻发布会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳介绍，截至2022年底，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。
此外，截止目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模将近70.55GW。其中百兆瓦级项目成为常态，20余个百兆瓦级项目实现了并网运行，5倍于2021年同期数量；规划在建中的百兆瓦级项目数达400余个，其中包括7吉瓦级项目。
预计到2027年，中国的储能市场将步入T瓦时代。
纵观国外市场，有机构预测，2023年全球储能总需求达到188GWh，同比增长60%，中国增长94%，美国增长57%，欧洲增长5%。尤其是欧洲能源危机下，欧洲户用光储高经济性得到市场的认可，光储刚性需求明确，光储需求开启爆发式增长。
可以预见，在新能源的蓬勃发展之下，光储融合的市场空间巨大！
挑战
一个飞速上涨的行业，随着产业结构、规模、资源匹配等情况变化，发展性问题随之而来。
地方规划储能建设太过一刀切，而目前储能的模式，盈利水平有限；在原材料飙涨和入网电价挤压下，储能应用成本过高。而配置低、性能差的储能项目在此时钻了空子，变得很容易中标，导致项目不合格率问题频出，成为行业发展的极大隐患。
此外，成本偏高是光储项目一直推行不起来的主要原因。即便按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。以电池寿命为10年、循环次数在3400次为基础进行测算，平均度电成本约为0.5元/千瓦时。若光伏平均度电成本为0.9元/千瓦时，两者相加后每度电的成本就要1.3元/千瓦时。
近日，中国电建股份公司新疆阜康市60万千瓦光伏+60万千瓦时储能项目储能设备采购项目，投标单价1.26元/Wh，比2022年均价1.48元/Wh下降了8%，虽然有所降低，还是远高于目前的电价。
发展
政策首先亮起了绿灯。
2月13日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复。答复中提出，国家能源局将积极会同有关部门完善新型储能支持政策，指导各地加强新型储能规划布局和调度运用，积极开展试点示范，完善配套政策机制，强化产学研用协同，推动全产业链协调发展。
2月22日，国家标准化管理委员会、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》提到：加快制订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系，结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。
