储能，顾名思义，就是在电力富余时将其存储下来，在需要时放出，本质是通过充放电来实现电网的实时平衡，类似于一个大型“充电宝”。
目前主流的电储能方式有两大技术路径：机械储能、电化学储能。前者包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；后者根据电池类型的不同，可以分为锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池等。
在不同的储能技术路线中，抽水蓄能的技术最成熟，成本也最低，适合大规模开发，但由于受地理条件的限制，无论是开发潜力，还是增长空间，都不如这几年涨速更快的新型电化学储能技术。截至2021年10月，全国抽水蓄能电站累计装机规模达到3479万千瓦，新型储能累计装机超过400万千瓦。
储能是新能源发电的缓冲池
“碳达峰、碳中和”目标下，储能被视为一把打通新型电力系统产业链的关键钥匙。何为新型电力系统？中国的“十四五”规划明确了这一概念和目标：新型电力系统首先须以新能源为主体，到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右；风电、光伏总装机将达12亿千瓦以上，较2020年底跃升126%。
“储能是新能源发电的缓冲池，没有储能，新能源和电网的匹配就会出现问题。”中国能建相关负责人称，构建以新能源为主体的新型电力系统，储能是重要支撑。
储能在电力系统中的应用场景非常丰富。在发电侧，储能可单独或与风光电站共建，起到电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等作用。在电网侧，储能可与气电、火电一同参与电网侧调峰调频，以缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等问题。在用户侧，储能可以结合光伏，帮助用户实现错峰用电以节约电费，其还可以作为备用电源。
储能在电网系统中的重要作用。
储能建设已经写入多省份两会政府工作报告和“十四五”规划。截至目前，已有超过20个省份发布新能源配置储能政策，要求比例在5%-20%之间，时长1-2小时。这就意味着，储能产业将在未来的发展中获得政府层面的大力扶持。随着储能建设项目的不断落地应用和政策的支撑，储能在保障新能源发展过程中的“护航员”作用日益凸显。
商业模式困境突出
尽管前景明朗，但当前不少储能项目面临着沦为“摆设”的尴尬现状。某新能源项目开发商坦言，在新能源配储政策要求面前非常被动，“硬扣在我们头上，无形中增加了企业10%到20%的成本。”
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，相对水电、燃气轮机等传统机组，储能在高频短时调频服务、提升传统电力系统灵活性方面的优势明显，但其参与电力服务、降低系统成本的价值尚未完全得到市场认可。
“项目配套储能后，很多业主却不知道如何用，储能建设要求、配储并网细则等内容并不明确。”江苏海基新能源董事长余峰认为，新能源配置储能更多是应付电网并网要求，企业为了不断压缩成本，导致产品质量参差不齐。长远来看，并不利于储能行业健康发展。
如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。以发展最为迅速的电化学储能来说，当前的商业模式主要分为几类：用户侧以峰谷电价差套利；电源侧与火电和新能源一起参与辅助服务，增加新能源电站增发电量；电网侧通过租赁储能电站赚取收益。
“大家最关心储能的商业模式。”国家电网调度控制中心高级工程师裴哲义认为，电化学储能布局灵活、响应速度快、能量效率高，是未来发展方向。他建议，深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，进一步完善储能运行商业模式。
中国广核新能源控股有限公司科技创新中心主任汤建方表示，独立储能电站或是行业未来发展的理想选择，其成本边界更为清晰，新能源开发商参与意愿更强。
西藏50MW光伏+储能综合能源示范项目。
安全和降本是前提
随着新能源装机占比不断提升，储能规模化也迎来大机遇。在业内人士看来，当前储能行业亟需做好两件事——确保安全和降低成本。
中科院物理研究所研究员李泓认为，规模化储能要达成一些硬指标，要做到本质安全，在运输、安装甚至突发系统事故时不起火爆炸。通过持续技术攻关，度电成本低于0.2元，实现吉瓦时级储能电站。重点突破长时间储能技术，单次能量存储和释放可以大于4小时，发展8-10小时以上储能技术，系统能量转换效率高于90%。
华为数字能源技术有限公司中国西北区解决方案总监旷键表示，储能目前面临最大的挑战是化学储能系统的安全问题。因为电池在制造或使用过程中，包括绝缘、异常电流、异常过热引发的短路、漏液等一系列问题，都给储能系统带来隐患。
安全是行业发展的前提。在过去一年里，全球范围内发生过多起储能火灾事故。对此，裴哲义建议，要加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对出现的电池模块缺陷、BMS缺陷、充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性等问题，提出改进措施。
值得一提的是，去年8月，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，要求综合考虑经济性、规模大小和技术成熟程度，由发电企业通过市场化方式自主决定和选择，以市场化方式实现调峰和储能能力配置，有利于储能行业高质量发展。
在能源革命的进程中，储能的地位已逐渐上升为与光伏风电并列的市场增量主体，加速储能建设是大势所趋。储能产业链中创新技术的发展、自身成本降低、安全性能的提升以及应用场景的多元化，再结合未来电力市场改革政策机制的创新、风电和光伏产业的持续发展，储能才能实现更好的发展，才能持续有力地支持“双碳”目标的达成。
