记者近日从中关村储能产业技术联盟(CNESA)获悉，尽管2019年我国储能产业增速有所放缓，但整体上仍维持了稳步增长。随着成本的持续下降和应用领域的不断拓展，储能在可再生能源领域的应用日益增长，“储能+光伏”或将成为未来储能的主要发展模式之一，在促进可再生能源发展中发挥关键作用。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，全球已投运储能项目累计规模为183.1GW，同比增长1.2%。其中电化学储能累计装机约8.22GW，新增装机1.59GW，同比增长24%，较2018年304.6%的高增长有所回落，但仍然维持了前几年全球储能市场平衡发展的态势。国内方面，截至2019年底，全国已投运储能项目累计装机规模32.2GW，同比增长3.2%。其中电化学储能累计装机1592.3MW，新增装机约520MW，同比增长48.4%，增速较2018年464.4%的激增有明显下降，但整个储能产业仍处在稳步增长的轨道上。

中关村储能产业技术联盟预计，随着各类储能技术成本的持续走低及其应用在全领域铺开，未来几年国内电化学储能市场规模还将大幅增长。预计到2020年底，国内电化学储能累计装机将达到2.83GW;之后随着电改的推进和新的应用增长点不断出现，市场需求也趋于刚性，预计到2023年底，国内电化学储能市场规模有望接近20GW。

对于未来全球储能规模，根据国际可再生能源署的预测，到2030年，基准场景下，全球固定式储能电站容量将达到100-167GWh，理想场景下将达到181-421 GWh。“无论哪一种场景，应用于光伏电量时移的储能装机容量占比都是最大的，光储模式应该会成为储能未来的主要发展模式之一。”中关村储能产业技术联盟理事长俞振华说。

阳光电源股份有限公司光储事业部副总裁张显立表示，随着装机规模的不断扩大，光伏发电随机性、间歇性的特点对电网的稳定性产生了一定的影响，出现了如发电曲线和负荷曲线不匹配、电网电压频率波动等问题，这些问题如果不能得到很好的解决，会对光伏大规模应用带来不利影响，甚至会严重制约我国光伏行业的发展。因此，要更加关注电网侧的问题和需求，使光伏电站真正从适应电网走向支撑电网，结合储能系统的应用，实现友好地接入电网。基于这样的背景，“光伏+储能”成为了一种新的应用趋势。

近年来，我国光储市场发展较快。随着对储能的理解和认识逐步加深，以及对储能为光伏电站带来的价值的进一步认同，2019年包括黄河水电、鲁能集团、协和新能源等多家新能源企业开始进入储能领域。

根据中关村储能产业技术联盟统计数据，截至2019年底，我国已投运的、与光伏相配套的储能项目累积装机规模达到290.4MW，同比增长12%。其中，集中式光储主要是储能与“三北”地区的大型光伏电站相结合，占光储项目总规模的56%;分布式光储占比为44%，其中最多的是偏远地区储能，在分布式光储中占比达47%，其他分布式光储应用场景还包括工业储能、海岛储能等。

俞振华表示：“从地域分布看，集中式光储项目大部分在青海，青海项目在整个集中式光储项目规模中的占比达52%，这跟青海可再生能源比例较高的能源结构有关;此外，青海在2019年建立了共享储能这一创新模式，也推动了青海储能项目的发展。”据了解，相比传统的储能电站，共享储能模式投资主体灵活，它服务于多个存在弃风弃光问题的可再生能源场站，在弃风弃光时段存电，非弃风弃光时段给电网放电，然后和新能源场站业主进行收益分成。

展望未来国内光储商业化发展趋势，俞振华指出，我国光储的发展趋势同光伏的发展趋势直接相关：最早光伏依靠政策补贴，通过储能峰谷差价节省电费;随着光伏倾向自发自用，开始有一些“分布式光伏+储能”的促进就地消