虽然各地出台了一些辅助服务政策
，但交易品种单一
，难以覆盖储能投资成本。有些地方政策没有长效机制
，甚至“朝令夕改”
，储能投资面临较大的风险，不利于行业长远发展。

二是技术和非技术成本高，储能电站成本居高不下。2020年储能的度电次成本在0.5元左右
，按照目前的储能系统度电成本，距离规模应用的目标度电次成本0.3~0.4元还有不小差距
。

一方面由于储能尚未实现规模化应用
，储能的技术成本较高;另一方面，国内储能电站开发、土地
、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本，非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。

三是标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维
、灾后处理、电池回收等多个环节
，储能系统标准体系不完善

，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康
、快速发展。

目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确储能如何参与调度，以及调度的频次

，充放电次数、放电深度多少算合格
，标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。

四是系统集成设计参差不齐

。储能集成系统是一个多学科、多领域的技术领域
，包括了系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配
、电池健康及安全联动保护管理等，无论哪个部分出现短板
，都会影响整个系统，储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。

目前行业存在以动力电池代替储能电池

、非专业集成，堆砌化的“系统拼凑”、非一体化设计、未全面测试验证等行业乱象
，不仅造成系统效率低下，还会暗藏安全隐患。

三
、相关产业发展建议

“碳达峰”和“碳中和”的目标下
，要实现净零碳排放，能源供应基本上要通过电力替代来实现，以风电、光伏为主的可再生能源电力为增量主体
。

储能的规模化发展有利于推动可再生能源大规模的应用，更有利于推进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机。

但只有技术支持并不足以支撑可再生能源产业发展，市场政策支持也很重要。从长远来看
，我国发展储能的技术路线
、商业模式以及发展路径跟欧美国家不一样
，其中最大问题在于电力体制改革推进的进程和速度并不确定
。因此，需要从顶层设计上统筹储能产业的发展，建设更为健全的运行机制与电力市场机制，通过政策调整打通储能多重应用，加速储能商业化进程。

一是加快建立储能技术及应用标准体系。制定发布储能系统级的设计

、安装、并网性能评价标准
，建议参考UL9540
、NPFA855
、VDE2510、IEC62933等相关标准;完善储能电站的并网规范标准要求，统一“新能源+储能”的电站设计要求;尽快完善储能电站的调度规范标准要求，为储能接入电网
，更好地支撑电网系统打下基础

。

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