“从2015年抽水蓄能99.3%，到2010年抽水蓄能是92.76%，抽水蓄能总体发展平稳，非抽蓄部分的技术发展迅速。2018年非抽蓄以锂为首的储能超过了过去15年的总和，与全球发展趋势是一致。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在出席“一带一路”清洁能源与储能技术研究论坛时说。
1、可再生能源+储能是大势所趋
国际能源网储能头条记者了解到，青海省目前排到整个中国储能发展通用规模的第三为，不含抽蓄和储热，只是指物理储能和化学储能方面，青海省已经走在了全国各省的前面。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长 俞振华
俞振华分析说，可再生能源+储能应该是大势所趋。他指出：截至今年6月，我国计划新建的已经超过2GW，国内先后有11个省出台了可再生能源+储能的相关政策。国外市场今年上半年也有大规模新能源发电项目规划，其中80%是规模可再生能源都要匹配储能。
储能产业在不断的发展，成本下降也在逐年加速。俞振华介绍说，储能在今年上半年有一个很明显的成本下降的过程，从去年的2元或者3元左右的系统成本，到今年上半年已经降至1.5元到2元之间。在西藏的部分项目储能的系统投资成本有低于1.3元的可能。
储能系统成本不断降低的动力源在于磷酸铁锂作为储能电站标杆出现了。动力电池的产能扩张对储能项目和技术支撑推动的收效也很明显。尽管如此，目前电芯成本下降开始趋缓，俞振华强调说，电芯成本在储能瓦时成本占比越来越低，更多的成本下降空间应该从储能的应用和系统里取得。
2、可再生配储能依然存在难题
国际能源网储能头条记者了解到，新能源配储能对电网的稳定性大有裨益，储能给新能源带来规模效益也越发明显。包括削峰填谷、电网制成、跟踪计划出力、平抑波动等效益在内，储能的价值却依然没有得到很好的体现。
俞振华说：“大部分储能项目经济性不好，储能投资也非常贵，这是过去为什么没有发展起来的原因。”
不过这种情况将很快得以改观。因为新建新能源项目配储能可以
优先并网，正因如此，政策带动了大约超过2GW的储能项目应用在新能源发电侧。
俞振华认为，储能领域的挑战和问题也比较清晰，发电侧承担储能成本明显，但储能是多重收益，并不是封装单一收益，需要有配套政策和市场机制。在储能规模方面，同样需要规划。
3、储能难点突破需要做好三个方面
储能发展存在难点，取得突破需要做的事情还很多。俞振华认为，
发展储能参与调峰调频的辅助服务，这个机制需要建立起来。辅助服务也是储能领域发展的另一个方向。
俞振华建议，做好储能最核心的第一点是建设好开放电力市场，这是解决未来储能长效机制，让产业能够向前发展的一个最重要的支撑环节。通过明确主体安全责任，解决和性问题，包括动力电池的回收+利用，在储能系统还没有完全建立起来，产业链系统化的管理要建立起来，以保证这个产业更好的满足发展。
第二是做好前瞻性规划研究或者叫做顶层设计，根据宏观形势新的变化，探索储能在该领域的发展空间；
第三是建立未来储能的长效机制。因为电力市场改革也在进行时，包括现货市场，现货市场辅助服务的需求，这些都是同未来电力市场一定要解决的问题，储能作为非常好的辅助服务的资源需要研究怎么和电力市场结合起来，短期通过一些政策，调峰调频的规则，长期则需要考虑如何融入这个市场中。
