最近，国内多地出现了不同程度的电力紧张，这背后凸显了电力系统一个短板——储能技术。

储能是指通过介质或设备把能量存储起来而在需要的时候再释放的过程，既可以提高能源利用效率，也可以扩大新型可再生能源的实际应用。简单来说，储能主要是给电力能源建立库存，以备急用。

现代社会高度依赖电力储能，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能、工业应用、军事应用、航空航天等诸多领域均离不开储能。尤其是针对电力系统而言，如果没有发达的储能技术，那就意味着庞大的电力没有“库存”。

今年7月份，国家发展改革委下发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《意见》），明确提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。30GW以上，意味着是目前装机规模的近10倍。显然，储能产业爆发的季节就要来到了。

调整能源结构

政策驱动储能增长，并不是为了增加电力库存。储能还可以起到一个调整能源结构的作用。

2020年，我国发电装机容量是22亿kW。其中，火电占比56.58%，为12.45亿kW。风光占比24.31%，为5.35亿kW。其余的19.11%，是水电核电等。

实现碳中和，必须减排。这意味着火电规模需要收缩，而水电受限于自然条件，核电受限于安全问题，两者均难成为新能源主力。

剩下的选择就只有风光发电了。应市场需求召唤，风光发电正在激增。仅2020年，风光发电装机就增长了近1.2亿kW。

按照这个速度，不难推测，2030年的风光发电装机，远不止12亿kW。但是有时电力不够稳定，容易造成发电与用电负荷的不匹配。储能的重要性不言而喻。积极发展储能技术，既可以实现用电负荷的削峰填谷，又可以提高发电的稳定性，还可以减少弃风弃光率。

风光发电发展的前提必须要有储能技术支持。从这个角度来看，储能不仅能增加电力“库存”，还是能源结构调整和保障新能源增长这盘大棋中，必不可少的一步。

《意见》还进一步明确，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。在碳中和背景下，储能的战略地位，骤然升高。

新型储能技术大多刚刚萌芽

有新型储能，就有传统储能。当前，储能技术主要有四个方向：抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能和电化学储能。

抽水储能，就是把水抽到高处，需要时再水力发电。抽水储能占据整个市场90%以上份额，虽然占主导地位，但是抽水储能缺点也很明显，比如储能过程中机械损耗较大，电站效率60%-75%，且建设周期长，较强地依赖地理条件。这种储能方式是传统储能的代表，容量大，但是应用场景受限，因此增长几乎陷于停滞。

压缩空气储能和飞轮储能能量、功率比较小，前者尚在项目探索之中，后者在国网和南网有小规模应用。

电化学储能，也就是以锂电池为代表的各种电池技术，其应用场景最广泛，被认为是未来储能技术的主流，行业预测将来会占到全部储能的90%以上。

当然，储能的方式还有其他类型。除了上述抽水、电化学、飞轮储能、压缩空气储能这四大类，还有电感储能、超导储能、超级电容储能、光热储能，等等。目前能商业化的，也就是主流的储能，主要就是两类：抽水储能和新型储能。

《意见》鼓励抽水储能继续发展，更看重新型储能的发展。

新型储能技术虽然多种多样，但大多刚刚萌芽，许多还在实验室探索之中，其中产业化比较成熟的当属电化学储能，即电池储能，主要包括铅酸电池、镍镉电池、锂离子电池、钠硫电池、全矾液流电池等。

电化学储能随着新能源汽车产业的成长得以快速发展。统计显示，2014-2019年，全球电化学储能累计装机规模从0.89GW迅速上涨至8.2GW，CAGR高达55.85%。

电化学储能产业在我国发展比较完备。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

目前，制约电化学储能发展的主要是成本偏高的问题。根据行业资料显示，电化学储能成本呈每年下降趋势，根据BNEF预测，2020年、2025年、2030年20MW/80MWh储能项目系统成本将分别下降至304、203、165美元/kWh。也就是到2030年，储能成本约为1000元/kWh。

行业正在迎来前所未有的发展机遇

新型储能技术可以改变电力市场，给人类社会造成深远的影响。事实上，主要经济体已经开始加码储能市场，以适应电力行业新的颠覆性改革，从地域来看主要分布在欧洲、美国和亚洲。

欧洲是全球最大的储能市场。根据BNEF统计，欧洲2020年新增储能装机量1.2GW/1.9GWh，同比增长19%，2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW/10.7GWh。受新的频率响应、容量市场和可再生能源同城化机会的推动，预计2021年将实现70%的增长。

美国想要超越欧洲。按照有关规划，在2021年，美国的储能项目预计将占全球市场的50%，继2020年之后增长3倍。

不仅如此，美国的视野更加长远和完备。

据媒体报道，美国能源部（DOE）近日发起“长时储能攻关”计划，将考虑所有类型的储能技术，包括电化学储能、机械储能、储热、化学储能，以及可满足电网灵活性所需的持续时间和成本目标的任何储能技术组合，以实现在未来十年内，将数百GW的清洁能源引入电网，同时将储能时间超过10小时的系统成本砍掉90%。

亚洲储能项目装机主要分布在中国、日本、印度和韩国。日本起步较早。2016年4月，日本政府发布《能源环境技术创新战略2050》对储能作出部署，提出研究低成本、安全可靠的快速充放电先进电池技术，使其能量密度达到现有锂离子电池的7倍，成本降至1/10。同时，日本政府对户用储能提供补贴，采用激励措施鼓励住宅采用储能系统，对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定补贴。

中国的储能产业虽然起步较晚，但发展速度很快。据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预测，到2024年，中国储能部署基数将增加25倍，储能功率和储电量分别达到12.5GW和32.1GWh，将成为亚太地区最大的储能市场。政府在储能领域的积极政策激励是促进行业快速发展的主要原因，也是储能部署的主要推动力。

印度2022年智能城市规划中，将可再生能源的装机目标增加到175GW。为此，政府发布光储计划、电动汽车发展目标、无电地区的供电方案等。很多海外电池厂商在印度建厂，印度希望不断提升电池制造能力，陆续启动储能技术在电动汽车、柴油替代、可再生能源并网、无电地区供电等领域的应用。

韩国持续推动储能在大规模可再生能源领域的应用，政府主要通过激励措施，例如为商业和工业用户提供电费折扣优惠等方式，支持储能系统部署。

隆冬将至，电荒席卷欧美。欧洲电价上涨，美国14州拉闸断电。新能源大国对于储备能源的呼声越来越高。随着世界主要经济体纷纷加码布局储能，我国的储能技术开始加速推进，储能行业正在迎来前所未有的发展机遇。

储能问题关乎国家未来。随着全球的能源结构从传统能源转向新能源，可以说，我国能不能在2060年前顺利实现碳中和，很大程度要看储能技术发展的情况。

今年10月初，国家能源局综合司公开征求《电化学储能电站并网调度协议》意见。此举标志着电化学储能为代表的新型储能纳入电网调度系统进入实操阶段，其与电网的适应性将逐步加强，预示着新型储能成为新型电力系统的主力军，必将更快地进入良性发展阶段。