02 好风凭借力

随着电力改革的不断深化，峰谷价差的扩大将成为市场化的必然趋势。

2021年7月23日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。文件指出：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3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

2021年7月26日国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。

将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20％。

地方政府层面上多点开花，继2020年年初多省发文鼓励或强制要求新能源配套储能之后，新能源配储能成为储能市场热议话题。截至2021年6月，我国已有25省份发布文件明确提出新能源配储能。

2021年10月31日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，自2021年12月1日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户1．5倍执行。

具体来看，我国对工商业用电实行分时电价政策。将一天分为谷段、平段、峰段，不同时段按照不同价格收取电费。

以北京为例，普通工商业用电（1kV以内）峰谷价差、峰平价差分别为：1．0254元／kWh、0．5257元／kWh。通过配置储能在低谷电价充电，在高峰电价时放电，减少购买电网的高价电量。

在调峰服务方面，度电收益最高、最低的省份分别为东北三省（1元／kWh）、山东（0．15元／kWh）。在调频服务方面，度电收益最高、最低的省份分别为广东（0．9元／kWh）、江苏（0．07元／kWh）

储能日益成熟逐步走向市场化之时，东风及时到来。

风来之时，如何能飞得更稳，更高？

简单来讲，便是提前寻找到好的位置出发，分辨出好的航向。具体到行业层面来讲，便是技术路径的选择。

03 抽水储能和电化学储能相辅相成

储能，并不是一件新鲜事，早在20世纪60年代，日、美、西欧等国家便开启了抽水储能建设的高峰期，历经多年发展，目前已成为使用规模最大、技术最成熟、成本最低的储能技术。

其原理也不难理解，在用电低峰期将水从地势较低的水库抽到地势较高的水库，在用电高峰期将高地势水库的水下放到地势低的水库，利用高度差产生的重力势能来发电。

除了抽水蓄能外，主要的储能方式还包括电化学（电池）储能、熔融盐储热、压缩空气储能和飞轮储能。

抽水储能目前拥有其它储能都无法比拟的优势，一个是在于它的成本，全生命周期成本不到0．3元／kwh，大幅低于现有储能技术。

另一个就是在于储能的规模和转化效率，大规模抽水蓄能可以有效利用在电力调峰上面，转换效率可以达到70％－80％。

但问题同样存在，对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3－5年，响应速度基本在分钟级别的水平。

而电化学储能搭载了锂电池、铅酸电池，响应速度达到百毫秒级，更适合用在一次调频上。

相较其他储能方式而言，电化学储能拥有更高的能量密度和转换效率，场景应用、建设周期更为灵活，产业链配套更加成熟，增长潜力较大。

数据来源：浙能集团研究院，东方证券研究所

根据 CNESA 统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191．1GW，同比增长3．4％。

其中，抽水储能的累计装机规模最大，为172．5GW，同比增长0．9％；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为14．2GW，同比增长49％；其中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13．1GW，首次突破10GW大关。

我们可以做出这样的判断：抽水储能和电化学储能是最为重要的两种储能方式，二者相辅相成，共同实现调峰调频的作用。