储能可有效解决新能源供给间歇性与用户用电需求持续性之间的矛盾，实现电力系统调峰调频，平滑用户需求，提升能源利用率，助力“双碳”目标实现。新型储能因具备建设周期短、选址灵活等优势，受到政府与相关企业的重视，技术实现不断突破，产业生态活力迸发，盈利模式明确，发展前景广阔。
行业定义
储能指通过某种介质将能量存储起来，在需要时释放出来的过程。根据存储介质不同，储能可分为电储能、热储能、氢储能。电储能是现阶段应用最为广泛的储能形式。电储能技术可分为电化学储能、机械类储能。电化学包括锂离子电池、钠硫电池、铅炭电池、钒液流电池等；机械类储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能、飞轮蓄能、超级电容储能等，其中，抽水蓄能发展起步早，应用规模较大，是一种较为传统的储能技术。新型储能技术则是指除抽水蓄能外的电储能技术及热储能、氢储能等。
与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且受季节、天气等外部环境影响大，具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。在时段分布上，新能源出力与用电负荷存在较大差异。比如，风电一般夜间出力较大，但此时用电负荷较小；光伏发电中午出力超过电力系统需求或消纳能力，而在傍晚快速减小，但此时实际用电负荷正迎来晚高峰。新型储能则可实现能量转移，在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，降低负荷高峰，填补发电低谷，促进可再生能源的消纳，有效降低弃风弃光率。
技术驱动：新型储能技术优势明显，落地进程不断推进
相较于抽水蓄能，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。抽水蓄能电站选址往往搭建于地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；而新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景。
近年来，新型储能技术应用示范项目进展不断。在锂离子电池领域，宁德时代投建的基于锂补偿技术的磷酸铁锂储能电池寿命达到1万次，在福建省调频调峰应用方面效果良好；蔚来汽车发布的三元正极与磷酸铁锂电芯混合排布的新电池包，可实现低温续航损失比磷酸铁锂电池包降低25%，有望用于规模储能系统。在压缩空气储能领域，中国科学院在山东肥城建成了国际首套10MW盐穴先进压缩空气储能商业示范电站。在飞轮储能领域，华阳集团两套单机600 kW全磁悬浮飞轮储能系统将用于深圳地铁再生制动能量回收。
政策推动：各级政策推进新型储能加快部署
《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）等国家级政策强调了新型储能对实现“双碳”目标的重要意义，明确了新型储能产业各阶段发展目标，对于产业发展具有指导性作用。此外，江苏、安徽、福建、河北等各地政府纷纷出台强制性或激励性政策，明确了光伏发电、风电等新能源项目中配储比例，大力引导新型储能发展。
新型储能份额不断扩大，根据中关村储能产业技术联盟数据，2020年中国新型储能累计装机容量为3.28GW，2021年达5.73GW，同比增长74.5%。以新型储能中占比最大的电化学储能为例，2015-2021年中国电化学储能累计装机量从0.16GW提升至5.51GW，平均年增速为80.37%；相比同期抽水蓄能累计装机量年增速仅为9.78%。
新型储能在各应用场景下的收益模式较为明确。发电侧主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出，增加发电收入，获取调峰补贴。电网侧主要依靠提供调峰和调频服务获取补偿收益。用户侧的工商业用户通过装设储能节省电费开支，包括利用储能调节峰谷不同电价时段的用电电量，节省电费支出，以及通过储能减少报装容量水平，节省报装基本容量费；户用储能主要获利来自于夜晚用电与白天光伏用电的价差，提高户用光伏自发用电量，实现经济性。
抽水蓄能电化学36氪 