市场和政策双重驱动下，我国储能发展的必要性和可行性不断显现。
双碳背景下，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、 发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。“碳中和”背景下，我国到 2030 年非 化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25%以上，到 2060 年要实现碳中和目标，未来 能源结构将会形成以新能源为主体的新型电力系统。新能源包含风能、太阳能、地热能、生 物质等资源发电，现阶段，风能、太阳能发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021 年我国风光累计装机占比达到 26.7%，风光发电量占比 11.7%，发展动能强劲。
发电侧：光伏和风电属于不稳定出力电源，导致电源侧的波动性持续加大。电力系统需 要时刻保持平衡稳定，大量新能源并网发电造成新能源装机容量比例在电网中不断增大，但 光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性等特性，风电出力日波动幅度最高可达 80%， 出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特征更明显，光伏日内波动幅度最高可 达到 100%，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0。 新能源发电出力的随机性、波动性、间歇性特征，加上占比的不断提升，将使得电源侧的平 均可控性降低、波动程度提高。
电网侧：风电光伏均不能稳定出力，将会影响影响电网运行的稳定性；此外新能源发电 并网时，产生冲击电流，会造成电网电压下降的现象，影响电网电能质量；因此为了应对新 能源出力不稳定的现象，电网系统需要预留一定的容量当作备用，虽然可以增加新能源的接 纳能力，但会影响电网的经济调度，增加经济负担。 用户侧：经济高质量发展背景下，第三产业和城乡居民生活用电占比逐渐提升，带动用 电负荷曲线的峰谷差率扩大。一般而言，经济发展水平与第三产业和居民生活用电量占比呈 同向变化关系。我国用电负荷曲线的峰谷差率持续扩大。根据国网能源研究院对“十四五” 的分析，国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速，预测 2025 年最大日峰谷差达到 4 亿 千瓦，最大日峰谷差率增至 35%。
为保障能源结构的顺利转型，需要储能这类灵活性资源进行调节。电源侧灵活性资源需 要发挥调峰、辅助消纳的重要作用；电网侧灵活性资源需要更多的承担统筹送受端调峰安排， 制定更加灵活的电网运行方式，实现跨省、跨区共享调峰与备用资源；用户侧灵活性资源需 要发挥需求响应的作用，更好地平衡供需。储能作为优质的灵活性资源，在电源侧、电网侧、 用户侧均可以发挥调峰、调频、备用的作用，未来将逐渐成为保障新型电力系统发展的刚需。
为此，多地制定“十四五”储能发展目标，多管齐下推动储能发展。多地制定“十四五” 储能发展目标，25 年储能建设规模接近 54GW。据储能与电力市场公众号统计，以 2022 年 我国 20 个省市/自治区发布的“十四五”期间储能发展规划来看，预计到 2025 年这些区域 储能建设规模将接近 54GW。除规划外，我国已有近 30 个省份规定了保障性规模内的强制 配储要求，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。整体来 看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在 10%-20%之间，储能时 长要求多在 2 小时以上（部分省份配置要求高达 4 小时）。
在政策和市场需求推动下，独立储能商业模式逐渐清晰。2022 年 6 月 7 日，国家发改委 和能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确“独立储能” 的概念：“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合 相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为 独立储能，作为独立主体参与电力市场”。根据储能与电力市场公众号统计，2022 年建成投 运独立式储能项目达 45 个，规模超 3.58GW/7.28GWh，分布于 16 个省市自治区，涉及 27 家开发商。随着独立储能项目的多处试点，独立储能的盈利模式也不断得到探索，现已形成 容量租赁、调峰辅助收入、现货市场交易、容量补偿等多种收入来源。
储能不仅可以通过调 幅调频赚取辅助服务费用，还可以进入电力市场，在低电价的时间段购电进行储能，在高电 价时间段放电以获得价差；各省份先后出台了容量补偿政策，如山东、河南等，这也为储能 提供方保障保底收益。经济性是储能行业长期可持续发展的根本驱动力。
产业链价格的下降，极大地降低了制约储能发展的障碍。目前，碳酸锂价格已经从接近 60 万/吨的高点下降至 33 万/吨左右，电化学储能中电芯成本超过 60%，上游原材料碳酸锂价 格的下降极大地降低了电化学储能的成本，预计 2023 年随着上游产业产能释放、相关政策 引导，碳酸锂等上游原材料价格有望回落正常区间，市场供需逐步平衡，进而业主配置储能 的意愿将有望提升；此外，在储能发展前期，对下游业主而言，储能仍然是被视作额外的成 本项，在之前高硅料价格下，为保障整体的投资回报率，配储的积极性不高，而目前硅料价 格同样也从高位回落指 23 万/吨左右，为新能源配储让出成本空间，产业端价格的下降正在 对储能发展不断释放出积极信号。
市场和政策双重驱动下，我国储能发展的必要性和可行性不断显现，预计 2023 年国内 储能项目有望加速落地。预计 2023 年随着光伏上游硅料的降价，组件价格恢复正常水平，集 中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业发展的重要拉动力， 叠加我国分布式光伏配储与风电配储的需求，预计 2023 年我国储能需求为 15GW/31.9GWh， 同比增长 146.3%/166.6%，其中大储需求为 13.3GW/28.5GWh，同比增长 144.6%/165.7%。
