根据CNESA全球储能项目库不完全统计，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%;我国已投运储能项目累计装机规模32.2GW，同比增长3.2%，整个储能产业处在稳步增长的轨道。

　　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181-421GWh。“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稳定性产生一定影响，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。随着对储能的认识加深，以及对储能为光伏电站带来的价值认同，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%。

　　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”的促进就地消纳的模式和项目;未来，光储将会全面进入电力市场，通过光储规避高电价，参与辅助服务市场和电力市场交易，实现光储供电以降低用电成本。

　　中关村储能产业技术联盟秘书长刘为分析指出，从现有应用来看，储能可以有效平抑光伏、风电的出力波动性，提升电能质量，通过实现抑峰填谷，减少弃风弃光，获得增发收益;在市场机制相对完善区域，还可以参与调峰调频，增加服务收入;另外还可以实现黑启动、无功调节、备用等多种服务，在紧急情况下作为电网的支撑点，提升电网的稳定性和可靠性。从新的领域应用来看，储能可以增强分布式发电电力交易的市场性，对于隔墙售电、虚拟电厂等项目的运行和实现盈利起到关键支撑作用。随着可再生能源并网比例的不断提高，储能应用由原来的“锦上添花”变成了“不可或缺”的关键技术，储能也因此将获得更大的需求、更广泛的应用和更多的政策支持。

　　“总的来说，储能对于可再生能源发展的促进作用是受到公认的。无论是发展前景，还是具体商业模式，都有很多机会。但也要认识到，无论是光伏、风电，还是储能，在电力领域仍然还是‘新兵’角色，虽然发展潜力巨大，但是发展过程不会一蹴而就，还需要市场机制的持续完善以及政策的持续支持。”刘为说。