新型储能设施建设面临挑战
一是电力电量平衡问题成为制约点。风电、光伏等可再生能源受季节、气象等自然条件影响，具有典型的间歇性、随机性和波动性。随着电气化程度越来越高，新型用能设备广泛接入电力系统，更多的高峰负荷对电网产生冲击，电力的不稳定性增加。
二是电网承载能力成为瓶颈点。在新能源装机爆发式增长的背景下，电网消纳压力显著增大，新能源电量持续提升和有效消纳利用之间的矛盾长期存在，对储能的装机需求愈发迫切。2020年以来，国家发展改革委和各省区陆续明确了对于发电侧强制配储的要求。但目前储能只能达到小时级的水平，无法彻底解决跨季节、大规模、长时段配置。
三是新型能源体系需求成为支撑点。“源随荷动”和“源荷互动”的转变必须加快。其中，加快储能产业的发展尤为重要。但目前电力“仓储”功能尚未有效发挥，对支撑风光等清洁能源及智慧电网运行作用还未充分体现。
四是新型储能市场收益模式成为价值创造点。现阶段，储能系统受原材料、供应链、市场机制等因素限制，容量租赁、现货价差套利、辅助服务补偿等成本主体和获益主体不一致及收益来源单一，导致经济性和安全性一直是核心考量指标。无论是新能源配套储能，还是独立、共享储能，都面临成本高、利用率低、收益不明确等问题，在不同区域，政策及场景的侧重点仍存在差异。通过实施更加灵活的储能商业模式，把容量电价纳入投资回报范畴，持续改进分时电价政策以及推动电力辅助服务市场发展，可以使得储能投资回报途径得到大幅度扩展。
储能技术应用场景呈现多元化
新能源发电侧方面，风电、光伏是新型能源体系最有代表性的形式，其原理简单、发展时间长、技术成熟、应用广泛。结合信息化技术将其与储能技术进行有效融合，自动化控制将不稳定的风电、光伏发电储存起来，使电网稳定性得到有效提升，进而实现电能输送过程平稳；能够提供快速的有功支撑，确保瞬时功率传输水平；参与电网调频控制，增强电网调频能力，使大规模新能源发电安全、稳定、高效地并入到常规电网中。
输配电侧方面，围绕大数据中心、工业园区等终端用户，探索“新型储能+”多元融合应用场景和商业模式。在大规模新能源并入、负荷密集接入、系统电压和频率支撑性不足的重要电网节点应用储能技术，可有效防范突发事件和故障后恢复能力，有效解决新能源占比提升而引起的电网波动性、安全稳定性下降等问题；在输变电资源紧张地区，建设电网侧储能设施可有效延缓或替代输配电网投资、缓解线路阻塞，降低电网建设成本；在保证安全可靠前提下，适当建设一批移动式或固定式新型储能作为事故应急备用电源，进一步提高电力系统应急供电保障能力。
用户侧方面，国家发展改革委、国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，强调要促进“新型储能+”的多样性。“储能+大型用户”充分利用电网峰谷差，平抑尖峰负荷，降低大用户用电量，节省电费，减少供电设备投资，还能为大用户提供应急备用电源，满足关键性负荷电力需求。“储能+家庭用户”保证用电高峰或者发生突发事件时家庭用电需求，利用储能供电来确保应急备用电源以及削减用电高峰期的用电量，为家庭生活提供所需电量。“储能+分布式电源”建设在工业园区、公共建筑、工商业厂房等领域的分布式电源，本身就具备就地消纳的优势，但各领域用电峰谷并不与新能源波动性发电同频而作，此时储能系统起到了平衡作用。余量储存、需量释放，利用“削峰填谷”对有功功率进行协调控制，保证关键性负荷的电压稳定。“储能+微电网”在微电网中采用合理的分布式电源和储能配置，维持微电网系统动态平衡，能够适时吸收、释放电能，以满足电量需求。
辅助服务市场方面，随着电力辅助服务市场逐步成熟，辅助服务功能进一步健全，市场主体范围也在不断扩大。我国电力系统正在发生巨大的变革，储能设施将以“独立市场主体”的身份参与电力辅助服务市场交易中，其中包括物理储能设施，如加压气流蓄能、飞轮蓄能。此外，还包括采用化学储能装置，如锂动力电池、铅蓄动力电池、超强电容器，并在必要时采用抽水蓄能。储能进入电力辅助服务市场，在参与电力市场和辅助服务市场时，可提供调峰、调频辅助服务，参与现货电力市场时，可以获得容量补偿，实现综合效益显著提升。
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