在全球碳中和目标下，清洁能源将逐步替代化石能源，风电、光伏发电成为新能源的绝对主力，随着新能源发电占比的提高，储能的需求进一步提高。储能在发电侧、电网侧、用电侧，都有广泛应用，可以很好地解决新能源发电，不稳定性、随机性、间歇性等问题。
储能简单讲就是把发的电存起来，等到要用的时候再用。它在电力系统当中的作用可以简单理解为一个充电宝，能够根据电力系统的需要，实现充电或放电。储能作为脱碳的最重要环节之一，会越来越受到关注。
尤其在今年俄乌冲突、欧洲能源危机之下，储能重要性凸显。今年上半年欧洲的户用光伏系统装机出现了快速增长，远超市场预期。
01
为什么需要储能？
在讨论一切有关电力的问题之前，我们需要先明白，电网是需要时刻保持平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均会限制电网消纳能力，造成限电弃电现象，而伴随着清洁能源部署的推进，波动会越来越大。
首先，随着电力系统中风能光伏日内发电波动明显，调节难度增加。
要构建以可再生能源为主体的新型电力系统，风能与光伏发电必不可少。然而风光的产出受自然环境影响，导致日内发电量波动大，且由于天气多变，发电量更加难以预测。
同时，目前已有的电力系统均为以火电为主的电力系统设计的，当风光发电大规模并网后，会影响电力系统的可靠性，原有系统不能应对未来复杂的情况，电力系统的调节难度大幅增加，导致弃电现象。
其次，风光装机量大幅提升，电网消纳压力骤增。
复盘风电光伏发展历史，在2015至2016年间，风光装机量大幅提升，电网配套没有及时跟上，导致全国光伏/风电弃电率一度高达10%/15%以上，主要能源基地的弃电率甚至在30%以上，在后期限制高弃电区域装机、调度系统全力保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。
在30/60战略下，又到了风光装机快速增长的风口，对电网消纳能力提出了更高要求。据研究机构统计，2030年风电光伏累计装机或达12亿千瓦以上。参考历史，随着装机数量快速上涨，会对电网的消纳产生很大的压力，弃电率也会随之提升。
储能系统提高发电稳定性与调度灵活性，增加电网调节余量，协助电网减少弃电，已成电力系统不可或缺部分。
在配套储能系统后，可以通过实时调整，跟踪风电场、光伏电站的总发电功率，在其出力曲线尖峰时吸收功率，在其出力曲线低谷时输出功率。提高风光系统发电稳定性的同时，也提高了电网系统的调度灵活性，一举两得。
其次，居民用电比例提升，负荷端波动增大。
除发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化，负荷端的用电波动不断增大。
纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至2022年上半年，已分别达到17%和15%。
横向对比来看，与发达国家相比，我国居民用电具有较大的提升空间。我国产业结构仍然以工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点，未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。
除正常电力消费结构变化外，极端天气的存在也加剧了负荷的波动性。在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背景下，居民冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时冲击，电网面临着更加严峻的挑战。
由于我国灵活调节电源比重低，应对高波动能力需加强。
储能，成为提升电力系统灵活性必然选项。
提升电网灵活性主要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的配合。而作为我国主要灵活调节电源的火电资源，有着调节能力先天不足、容配比显著低于海外的明显短板，叠加高电能安全要求，导致国内电网调节压力高于海外。同时考虑到现有调节能力和用户侧对稳定性的要求，传统的火电作为灵活性资源不足以满足未来电力系统的要求，应对波动能力亟待加强。
配置储能可应对短时尖峰供电，大幅节省电网投资。
尖峰供电时间是指用电量高的时间段，此时用电用户多，用电量大。电网会出现出现供电不足，系统频率下降的情况。采用储能可在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰，降低电网投资。
以2019年江苏为例，超过95%最高负荷持续时间只有55小时，在全年运行时长的占比仅为0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达420亿左右；而如果采用500万千瓦/2小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩减为200亿左右，可大幅节省电网投资。
配置储能，成为业内共识。
随着风光发电比例的提升，其波动性、间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经成为行业内的共识。
02
需要什么样的储能
储能作为电力的“蓄水池”，起到了协助电力系统保持稳定输出的作用。而储能方法的选择，也是围绕着“稳定”展开，各地需依据所处场景、储能时间长短需求，选择适用储能调控路线。
电网系统需要达到时刻平衡，对频率级别的稳定提出了要求。光伏、风电等可再生能源输出频率波动较大，为了稳定发电系统输出，减少变压器的击穿风险，便需要电化学储能帮助。
电化学储能有着响应速度快的特点，同时具备高低穿功能，可实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式，维持瞬时平衡，快速响应电网调度的能力更强。
解决日度间波动，则需要抽水、压缩空气储能。
日度间波动已超过4小时储能时间，属于长时储能范畴，对储能容量与储能系统可靠性提出了更高的要求，而抽水储能与压缩空气储能可以较好解决日度间波动。
抽水蓄能是当前最成熟、度电成本最低的储能技术。通过将电能与机械能相互转化，在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库，将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，可以较好地缓释日度间波动。
但是，虽然抽水蓄能不易老化和储能容量较大，但抽水蓄能选址受限，且开发周期较长，只能建造在山与丘陵存在的地方，并必须有着一定的高度差，而且抽水蓄能电站建造成本较高、开发周期约7年，较适合西南地区建设。
随着技术提升，压缩空气储能极具前景。压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，可以较好地缓释日度间波动。
但是，虽然压缩空气储能可以随着大规模应用快速降本，但压缩储能的效率仍然处在一个较低的水平，当前已运行的压缩空气储能项目效率在50%-70%之间，距离抽水蓄能的76%左右的转化效率还有一定的差距，这一定程度上影响了该技术路线的经济性，但随着技术的进步，效率也会逐步提升。
如果为了解决季度间波动，则更多需要氢能、火电参与调节。
我国全社会用电量总体呈现“两峰两谷”的特点，冬夏高、春秋低。因冬季寒冷、夏季炎热气候，每年7月到8月、11月到来年1月是用电高峰时期，主要是因为空调的使用增加了用电负荷，随着居民用电占比的提升，预计未来季度间用电量差异将愈发显著。
氢能和灵活性调节火电，是调节季度间波动的重要形式。
氢能的优势主要在高度环保和高能量密度，可进行电力调节。《“十四五”现代能源体系规划》将氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景示范应用列为科技创新示范工程。目前，氢能发展的桎梏在于其存储技术和转换效率。
火电机组因长期缺乏合理的市场化补偿机制，导致火电机组的灵活性价值难以充分发挥，极大制约了灵活性改造的积极性。但经过改造后，正在从传统的主体电源向既提供电力、电量，又提供辅助服务的调节性电源转变，有望在季度间调节中发挥更加重要的作用。
03
不断完善的储能政策
为推动能源改革发展，党的十八大以来，我国出台了一系列新能源和储能相关发展促进政策。2014年，国务院办公厅出台了《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，提出利用储能解决弃风、弃水、弃光问题；2017年9月，国家发展改革委等五部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是国家层面首个储能专项政策；2019年出台的《2019—2020年储能行动计划》旨在进一步推进我国储能技术与产业健康发展。
2021年以来，国家及地方储能相关政策频出，涵盖储能发展各个方面，储能产业迎来发展黄金时期。这一时期，中国储能政策呈现如下特点：
储能政策体系初步建立，为储能规模化发展奠定基础。储能作为“双碳”目标关键支撑技术，2021年至今全国600多项储能相关政策出台，支持力度达到空前之高。国家层面密集出台与储能相关的政策：《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称《指导意见》）明确了储能发展目标与重点任务；《新型储能项目管理规范（暂行）》《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》建立储能全生命周期、全流程的管理体系，为储能可持续发展保驾护航；新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（下称新版“两个细则”）明确了储能的市场主体地位，建立竞争性的市场价格机制，为储能开拓了市场获益空间；电价市场化改革，进一步拉大峰谷价差，催生出更多应用新模式。
各省发布储能规划目标，加快推动新型储能发展。《指导意见》明确提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，《指导意见》发布后，各地方基于区域能源发展的切实需求相继发布“十四五”储能发展目标。据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、内蒙古、甘肃、安徽、河北、浙江七地储能的规划就达31.5吉瓦。同时，已有20多地明确新能源配置储能比例，按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到47吉瓦。中关村储能产业技术联盟（CNESA）预测，2026年中国储能市场规模在保守场景下将达48.5吉瓦，在理想场景下将达79.5吉瓦。这意味着2022年至2026年期间，储能将持续高速增长。
04
逐步细化的储能应用
党的十八大以来，储能应用走过了从用户侧应用为主、电源侧应用并存到电网侧共享储能应用激增的发展历程。随着中国储能迈入政策和市场双驱动新阶段，特别是受市场刚性需求驱动，储能应用进一步细化，其发展呈现以下特征：
商业模式不断创新，共享储能或成有效方案。为解决新能源场站自身建设储能成本高、利用率低、质量无法保证等问题，接受统一调度的共享储能模式逐渐成为储能和新能源协同发展的主流模式。据统计，截至2021年底，已经通过备案或公示的共享储能项目总规模超过10吉瓦，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等地。
辅助服务市场机制革新，细分应用方向逐步明晰。目前，调峰、调频是储能参与电力市场的主要领域，辅助服务费用分摊和品种较少等问题制约着储能的发展。一方面，在实际执行中辅助服务相关费用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。新版“两个细则”规定了辅助服务按服务对象分摊的原则，辅助服务费用分摊机制的逐步完善将推动储能真正进入市场化、商业化发展的新阶段。广东省在国内首次明确提出将储能、抽水蓄能辅助服务纳入电价，《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》提出，辅助服务的相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。另一方面，从国外经验来看，储能作为快速响应资源，已经在辅助服务市场应用中证明其明显的技术优势和强有力的市场竞争力。随着一次调频市场需求的增多，一次调频市场有望成为独立储能新的价值增长点。《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》允许独立储能电站可通过参与电力一次调频市场获得收益，扩展了独立储能的收益来源。
用户侧配置储能需求提升，应用场景不断拓展。国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》提出了合理确定峰谷电价价差，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制等优化分时电价机制；随着电价市场化改革的推进，工商业用户全部进入电力市场。分时电价机制完善、高耗能用电成本上升刺激工商业用户的储能配置需求。用户侧储能在虚拟聚合、数据中心、5G基站、港口岸电等场景的应用需求也将大幅提升，并带来一系列商业模式的创新。
05
“户储”迎来机遇
当前欧洲的能源危机和美国的电力需求，给“户储”带来了爆发机遇。
1、欧洲：供需失衡导致电价高企，奠定储能刚需属性
欧洲各国持续高通胀，在2021年下半年就已将能源价格推至高位，而今年年初的俄乌冲突造成全球范围内的化石能源供应紧缺，国际煤、石油和天然气价格自年初以来迅速攀升，受能源价格上涨影响，欧洲电力价格持续走高。
2021年，欧洲天然气发电量占比19.8%，且天然气占欧洲一次能源消费结构中的25%，在欧洲能源结构中地位十分重要。而燃油及核电机组无法及时填补天然气的缺口，导致在当前天然气供应受限的情况下，欧洲当前的发电结构难以在短期内通过自身的调节缓解用电紧张的局面。
也正是电价长期保持高位以及持续增长的居民人均用电量将使居民对光储系统安装成本接受度较高。
相比于只安装光伏系统，配套储能设施会显著缩短投资回收期。根据IEA的预测，2025年前欧洲天然气价格仍将处于较高水平。随着光储系统的有效利用率的不断增加，安装光储系统的经济性愈发明显，根据测算，安装光储系统5.5年的支出即可抵消购电支出，远低于只安装光伏系统7.3年的投资回收期。欧洲的高昂用电成本显著抬升了居民对于储能系统价格的接受程度，国内出海欧洲厂商的利润空间明显提升。
2、美国：成熟电力市场叠加相关政策，促进储能快速发展
政策是美国供电侧储能发展一大驱动力，布局力度全球领先。
美国作为全球最大的储能市场，长期依靠积极政策驱动储能市场高速发展。纽约州、新泽西州、加利福尼亚州、俄勒冈州、马萨诸塞州等州均已制定了明确的储能装机目标数量，并配备相应行政约束或法律约束条款。而其他地区即使没有制定明确具有约束力的储能装机目标，也宣告了大规模采购的公告，稳定发电侧大型储能装机需求。
除大储外，政策出台也在助力用户侧储能装机。2021年5月，拜登提出的预算方案中，首次包括了制定针对独立部署储能项目的ITC政策，政策力度向储能倾斜，预计用户侧储能项目需求将稳步提升。
成熟电力市场，为储能发展奠定坚实基础。
20世纪90年代开始，美国推进电力放松管制改革，多条法令等不断颁布。纠正了在垄断性输电线路开放中的不正当歧视，市场逐步开放输电网络。并对电力市场参与者提出信息公开要求，并对信息公开做量化规定；明确区域电网运行中心与独立系统运行中心实行统一的实时运行模式等等。
在此法律框架下，美国本土经历了加州能源危机、批发电力市场建设放缓、电网运行出现安全停电事故等问题，市场机制逐步完善，形成了加州、中西部、新英格兰、纽约、西北、PJM东南、西南、SPP、德州10个区域电力市场，成为国际上成熟电力市场的典型代表之一。
成熟的电力现货以及辅助服务市场，普遍推行的分时电价机制，带来较大的峰谷价差，凸显了配置储能系统的经济性，为储能系统落地的经济性提供了良好的支撑。
最后
碳中和、碳达峰趋势下，光伏风电装机继续加速，在风光大规模并网的同时，也对电力系统提出了更高的要求。而储能正是应对新能源发展引起电网波动性增大的必然选项，并且由于储能设备基数极低，将在很长的一段时间内保持高增速。
从需求侧来看，国内储能政策推进带来的大型储能规模化装机，以及欧洲能源危机提振的分布式户储，作为储能需求最为突出的两个Alpha，推动着储能系统的快速落地。
在可预见的未来，技术进步与市场化政策完善将不断推进，伴随着各国家、各地区辅助服务、分时电价、储能租赁具体费用的出台，发电侧、电网侧、用户侧储能的经济性将持续提升，有望以一个低廉的价格，真正实现协助能量时移，护航能源变革！
