与传统能源相比，光伏和其他可再生能源发电普遍存在间歇性和波动性问题，需要储能来平稳和稳定电力系统的运行。
据国家能源局统计，2022年，全国已投产的新储能项目装机容量达到870万千瓦，平均储能时间约2.1小时，比2021年底增长110%以上。
随着光伏等可再生能源的比重不断提高，储能将在未来电力系统中发挥不可或缺的作用。
国家发展改革委、国家能源局在《关于加快发展新型储能的指导意见》中提出，到2025年，新型储能装机容量将达到3000万千瓦以上。届时，新储能将从商业化初期进入规模化发展阶段。
因此，“储能”成为今年两会的热门话题，不少政协委员和人大代表建言献策。
全国政协委员、中国能源建设集团（601868）党委书记、董事长宋海亮。SH）认为，目前在电力系统中应用新能源存储的稳定商业模式尚未完全形成。因此，他建议应作出更多努力，支持企业探索
在支持新能源基地大规模出口、缓解电力供应压力、提高当地新能源吸收能力等应用场景中的新储能集成解决方案，以深入挖掘新储能融合的协同价值。
宋海亮还建议，应给予企业适当的政策，探索共享储能的商业模式。做好储能总体设计
参与各类市场，实现有效对接，引导独立储能运营商形成多元化的成本渠道和利润渠道。
首先，光伏产业和储能产业自然是齐头并进、相互成就的。
“光伏产业的发展需要依靠储能携手前行，而不是独自前行。”高级副总裁兼储能总经理张光春
阿特拉斯太阳能发电集团（Atlas Solar Power Group）的技术总监告诉第一财经，目前，光伏行业的发电成本已达到可负担的电网接入水平，这在世界许多国家和地区都是如此。然而，电网的承载能力有限，这一问题的解决取决于储能技术。储能的主要力量是电化学储能，即今天提到的锂离子电化学储能。
张光春进一步表示，今天我们看到储能领域的发展就像15年前光伏行业的景象，但我认为储能行业的发展速度将比15年前的光伏行业更快。这背后，既是资本市场对行业的关注，也是技术支撑。“在快速
发展储能，必然会出现失衡。我们现在有产业、产品、市场和政策，但它们需要改进。我们希望在几年内，在增加储能（成本）后，光伏发电的成本仍将低于传统能源发电的成本。”
但目前，储能产业发展仍有痛点需要解决，比如国内风光项目强制配置储能的现状。
“与光伏一样，储能的发展也并非一帆风顺。”CSIQ董事长兼首席执行官屈晓华表示。3月8日，美国第六届CSIQ 38光存储技术论坛上公开表示，目前，国内风能和太阳能项目的强制性能源分配和存储就像点菜一样，增加了成本，但没有相应的收入。支持性储能不受重视，通常分配但不使用。去年，中国风景名胜区项目分配的储能利用率为6.1%。这样，配置低、性能差的储能设备将有机会中标，劣币驱动良币，成为行业发展的隐患。
屈晓华进一步强调，好消息是，政府已经开始关注国内储能市场的状况，并将在近期出台政策，使国内储能行业重回可持续发展的正确道路。
全国人大代表、天能控股集团（688819。SH）告诉《第一财经新闻》，“我在调研中发现，储能行业目前面临的一个主要问题是配置不平衡。在目前正在建设和完成的储能项目中，发电侧分布式储能项目较多，电网侧和用电侧共享储能项目较少。”
据第一财经记者了解，截至2022年底，全国获批的储能项目中，95%以上为发电侧储能项目。
因此，张天任建议国家进一步完善储能新政策机制，尽快出台用户侧储能接入和验收管理实施细则，打破“分区售电”的玻璃墙，降低或取消中大型储能项目的基本容量电费，支持储能项目作为独立的市场主体参与电力市场。
