無獨有偶，在電動汽車百人會上，中科院歐陽明高院士也提出，碳中和戰略引爆新能源革命，新能源汽車普及將倒逼能源基礎設施全面轉型和新型儲能產業大發展。

風光新能源裝機量不斷攀升，儲能對于新能源的調節作用將越來越明顯。相關數據顯示，2022年，全國風電、太陽能裝機達到1.25萬億千瓦。而截至2023年2月，我國風電、太陽能裝機達7.8億千瓦。

國家電投集團光伏產業創新中心副總經理龐秀嵐表示，如何提高新能源發電利用小時，利用電化學儲能實現平滑日間出力曲線，實現能量轉移，盡可能減少常規電源的占比，是當前新能源發展大潮中的重要痛點。

通威新能源吳小平也表示，光儲實際上是在同一條船上，面對的是同一片海。據測算認為，為了達到整個80~90%新能源對整個電網的滲透率，所需要的儲能配置大概在10000GWh左右。

從2022年投產的新型儲能項目看，單機、單站規模不斷擴大，新型儲能規模化發展趨勢愈發明顯。無疑，儲能正在走向新能源的剛需。不過，普遍分析認為，儲能剛需時代仍至少有三大方面挑戰：

挑戰1：盈利模式亟待常態化

國家能源集團新能源技術研究院有限公司新技術新材料研究中心副主任陳彥橋表示，現在儲能電站現實際上盈利模式非常少，基本上是靠一些政策補貼，儲能電站真正的市場化交易機制實際上還沒有建立起來，仍缺乏常態化盈利模式。

2022年以來，全國電力市場機制改革持續推進，各類新型儲能商業模式被不斷激活。其中共享儲能模式發展比較迅速，共享儲能以新能源租賃收益為基礎，還可作為獨立主體參與市場，可接受電網統一調用，提升系統的利用效率，降低新能源場站配儲的初始投資。青海、湖南、山東等地依據不同的需求，已陸續建立并形成相應的共享儲能商業模式。2022年，南方、西北、華北、華東等區域修訂了新版“兩個細則”，再次明確新型儲能的市場主體地位，并推動新型儲能參與多項品種的交易，標志著參與電力輔助服務市場獲得收益成為新型儲能重要的商業模式之一。另外，2022年山東率先推動新型儲能參與現貨市場交易，山西、甘肅等現貨試點區域也陸續發布政策推動新型儲能參與現貨市場運行。

但總體來看，儲能電站的成本尚不能完全得到有效疏導。沈維春也表示，從儲能盈利方面，儲能未形成成熟的市場化格局，商業化模式還有待探索，市場化交易機制還不太成熟，將阻礙新能源的發展。

電力規劃設計總院發布的《中國新型儲能發展報告2023》預計，未來，新型儲能發展需求主要集中在支撐新能源基地規模化開發、緩解電力供應壓力和保障新能源消納三個方面。

有專家提出，當前新型儲能項目成本回收困難的問題，需要進一步加強新型儲能價格機制研究，按照“誰受益，誰付費”的原則，結合電力市場建設情況，因地制宜，靈活運用市場和政策兩種手段，創新商業模式，讓新型儲能的價值得到充分體現和回報。

挑戰2：如何提高儲能利用率

截至2023年1月，全國約有26個省市規劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標，總規模約71GW，各地規劃的裝機規模超過國家規劃近兩倍。

沈維春表示，從產業鏈方面看，原材料價格波動頻繁、器件短缺，供應的壓力較大。尤其是硅料和碳酸鋰的價格持續高位震蕩，核心組件價格不斷上升，使得光儲系統成本居高不下。

從2022年主流儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。去年中電聯也發布數據稱，儲能等效利用系數看，調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅為6.1%。

此外，大型風光基地及送電配套新型儲能的規劃技術導則尚不明確，導致儲能利用率不高。這些都是儲能成為剛需的重要挑戰之一。

挑戰3：提高儲能與電網連接

數據顯示，截止2022 年，全球風、光發電累計裝機量高達2168GW，占全球總裝機量的25%，成為能源結構中重要組成部分。據預測，2030 年全球風、光發電裝機規模將增至7219GW，占全部裝機量的47%，未來的電網將迎來高比例可再生能源的接入。

惠東表示，今年做了一個比較重要的標準調整，第一個是儲能變流器的這個標準的修訂，第二個是儲能電站并網技術要求的修訂。儲能系統對電網的適應性來看，由過去的頻率適應性、電壓適應性和穿越適應性以及電能質量適應性，現在又新增了兩個比較重要的點，第一個就是第一短路比適應性，第二個是寬頻震適應性。

陽光電源光儲集團副總裁徐清清表示，新型電力系統正在形成“三高”特征，即高比例可再生能源接入、高比例電力電子設備接入、高比例特高壓直流輸電。針對此，陽光電源率先發起對新型電力系統“攻堅”，發布“陽光電源干細胞電網技術”，集結了增強型連續高低穿技術、自適應寬頻振蕩抑制技術、POD功率振蕩阻尼技術、微秒級電壓構建技術、柔性慣量支撐技術、虛擬雙源疊控技術等7大關鍵電網技術。