在“双碳”目标下，储能行业正迎来前所未有的发展机遇。
但与此同时，由于缺乏顶层设计及行业标准，行业乱象频发。

储能行业迎大发展
近年来，我国新能源行业快速发展。
数据显示，截至2022年12月底，我国可再生能源发电装机突破12亿千瓦，达12.12亿千瓦，占全国发电总装机的47.8%。

其中，风电装机3.65亿千瓦，太阳能发电装机超过3.96亿千瓦，均居世界首位。
同时，随着电动汽车的快速发展，我国动力电池出货量也快速增长。

不过，新能源发电具有不稳定等特点，需要通过配置储能来提高其稳定性；而电动汽车的发展也需要大量的锂电池。
因此，储能产业迎来了前所未有的发展机遇。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至目前，中国新型储能累计装机规模达到870万千瓦，去年新增装机规模为250万千瓦/460万千瓦时。
预计到2025年，我国新型储能市场规模将突破万亿元。

在政策方面，国家层面也出台了一系列支持措施。
如2022年3月，《“十四五”新型储能发展实施方案》发布，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；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火储调频等部分领域形成明显的商业模式。

多地还发布了鼓励或强制配建新型储能的政策。
如2021年8月，国家发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励多渠道增加调峰资源（含抽水蓄能、新型储能、气电、光热），其中有关新型储能的要求是：超过电网企业保障性并网规模以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

不过，在行业快速发展的同时，由于缺乏顶层设计及行业标准，行业乱象频发。

刘彦龙指出，目前新型储能项目安全性能整体水平不高，系统集成商良莠不齐。
个别集成商片面追求降低成本，虚标电池容量、更换非合格电池产品、使用劣质零部件、减少消防投入等行为屡见不鲜。
此外，当前新型储能市场低价竞争激烈，产品质量难以保证，全生命周期度电次成本不断升高，造成劣币驱逐良币的市场现象。

“目前新型储能行业处于发展初期阶段，行业发展速度迅猛。
但是配套政策还要进一步完善落实，新型储能的多重价值没有得到有效发挥。
”刘彦龙表示。

应加强顶层设计和统筹规划
针对新型储能行业存在的问题，刘彦龙建议应加强顶层设计和统筹规划。

具体来看，首先应明确新型储能的管理职责分工和牵头部门；其次应建立完善的新型储能全产业链标准体系和管理制度，特别是强制性国家标准；最后还应研究制定新型储能安全管理办法和应急预案，完善消防标准与管理要求，建立新型储能安全风险防范机制和监督评估制度。

在商业模式创新方面，刘彦龙认为，要充分激发市场活力，营造良好的新型储能市场发展环境。
一是坚持市场化改革方向，在抽水蓄能电站之外的其他新型储能技术路线选择上不做强制性规定，鼓励各类技术多元化发展。

二是推动建立合理的新型储能价格形成机制。
通过市场竞争方式形成实际交易价格；探索将新型储能纳入输配电价回收；结合各地区电力市场化程度及现行电价机制情况，逐步建立电网侧独立储能电站容量电价机制，对参与电力现货市场的容量补偿机制、辅助服务市场的品种和规则进行试点示范和经验总结。

三是研究建立新型储能普遍参与电力现货市场的准入、交易、结算规则以及调度运行管理体系，推动解决新型储能不参与电力现货市场情况下利用小时数偏低以及容量电费收取困难的问题。

四是加快出台新能源项目配建新型储能的相关管理办法，进一步明确新能源业主作为新型储能投产进度的责任主体，建立“新能源+新型储能”融合发展长效机制；研究编制新型储能规划布局方案，衔接纳入能源电力规划。

五是因地制宜推广集中式“新能源+新型储能”协同运行模式。
对于新能源富集地区，鼓励新能源企业与新型储能企业联合建设；对于负荷中心地区，充分发挥电网、发电、负荷等各方资源优势，联合出资共建共享新型储能。