中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會數據顯示，截至2019年底，全球儲能項目裝機共計183.7GW，分布在全球76個國家和地區。其中，中國、美國、日本、韓國、英國、德國、澳大利亞等國家儲能市場較為活躍。

截至2019年底，中國電化學儲能裝機規模1702.0 MW，其中鋰離子電池裝機約1395.8 MW，占比82.4%;鉛蓄電池、鈉基電池、液流電池、超級電容器電池儲能材料體系裝機占比依次為15.6%、0.01%、1.7%、0.3%。

從中國電化學儲能項目區域分布情況來看，華東、西北累計裝機規模占據第一梯隊，占比分別為24.8%、21.2%;華南、華北、華中為第二梯隊，占比分別為15.4%、17.0%、12.8%;西南、東北則為第三梯隊，占比分別為7.5%、1.1%。

水電水利規劃設計總院總工程師彭才德在會上指出，受資源和發電特性影響，新能源發電穩定性不強，可調、可控性較弱，新能源大規模并網使得電力系統需要更多靈活性調節資源來進行發、輸、配、變、用平衡。高比例的新能源發展必將引發電力系統對于儲能長期、持續的需求。

“未來，市場需求的變化、產業的跨界融合等都會給儲能行業提出新要求。新材料、新工藝的不斷應用，新模式、新業態的不斷涌現，信息化、數據化、互聯網和儲能的深度融合，都將推動著儲能行業迸發出前所未有的生機。”中國化學與物理電源行業協會秘書長劉彥龍同時指出。

“采用新能源場站側‘一對一’的方式配置儲能，不能發揮同一系統內新能源之間、新能源與負荷之間不同空間和時間尺度的波動性互補效益，易造成資源浪費，但從系統層面統籌考慮，其能顯著減少系統靈活性需求，也能更有效、更經濟地解決新能源大規模消納問題。”彭才德進一步指出。

具體到各類儲能技術，彭才德認為，抽水蓄能仍然會是系統調峰的首要選擇，其容量大，單個電站規模可達到120—360萬千瓦，日調節一般為5—6小時，兼具調頻、調相和黑啟動等多種功能，還能為系統提供轉動慣量;而就電化學儲能而言，其優勢在于其快速響應特性，從電力系統調節的時間尺度上講，更適合對功率要求較高場合，如調頻、緊急功率支撐、可靠供電等領域。

劉彥龍在會上特別強調，當前實現儲能技術大規模應用、降低儲能應用成本、解決儲能技術和儲能產業發展的經濟性問題已尤為迫切。

據與會專家介紹，當前我國儲能產業發展面臨的主要問題包括以下三個方面：一是儲能技術成本仍偏高，全周期度電成本(當前在0.5元/度左右)遠未達到電網平價水平;二是儲能系統集成商集成設計能力參差不齊，“劣幣驅逐良幣”現象凸顯，不利于行業長遠發展。其次在商業模式方面，儲能沒有獨立的市場身份，儲能規模化的有效商業模式盈利能力相對薄弱;三是政策機制方面，按效果付費的買單機制尚未形成。缺乏有效政策支撐，適于儲能價格機制的電力現貨市場尚未形成，在現有電力市場參加調峰、調頻、調壓、黑啟動等輔助服務的時間價值和空間價值無法量化體現。

對此，浙江南都能源互聯網運營有限公司副總經理于建華提出四方面建議：一是在“十四五”規劃中，將儲能納入能源或電力頂層設計，明確儲能規劃配置、標準體系、運營管理。二是加快推進電力市場建設，建立電力現貨市場下的儲能價格形成機制。完善輔助服務價格機制,允許儲能作為獨立主體參與輔助服務交易, 逐步形成“按效果付費、誰受益誰付費”市場化儲能定價機制;三是開展儲能創新應用政策試點，破除主體身份、電站接入、調度控制、交易機制、安全管控等方面的政策壁壘，建立規劃、設計、建設、運維全環節安全防控體系;四是研究制定適應儲能新模式發展特點的金融、稅收、保險等相關政策法規。

彭才德亦建議，推動儲能與新能源協調發展，一要持續提升儲能技術水平和發展質量，支持新型長時儲能技術開發，不斷提高儲能系統的安全性、經濟性和可靠性;二是完善儲能發展支持政策和市場環境，給予儲能獨立主體地位，完善價格機制(發電側和用戶側動態分時電價、容量市場、現貨市場等);三是優化儲能在電力系統中的配置。結合高比例可再生能源的儲能發展路線圖、行動計劃，優化儲能與新能源在電力系統中的布局。

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