储能行业在中国前景如何？

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储能在电力系统中主要用于电力调峰、提高系统运行稳定性和提高供电质量等。而风电、光伏等新能源发电易受天气等因素影响，具有间歇性和波动性，使得电力系统调频更加困难，其大规模接入电网运行调度需要储能来提升和消纳与电网稳定性。
根据原理的不同，可将储能分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、电化学储能等多种形式。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2020年三季度，全球已累计投运电力储能项目186.1GW，其中抽水蓄能的占比为91.9%，电化学储能占比为5.9%。
由于抽水蓄能受到地理资源条件的限制较大，新增装机空间已经比较有限，我们预计电化学储能将成为未来主要的储能形式。截至2020年三季度，全球电化学储能的累计装机规模已经达到10.9GW，较2012年增长16.5倍，其中中国的累计装机规模为2.2GW。
储能系统在电力体系的各环节均能发挥作用，在发电侧，储能可用于调峰调频或作为备用电源；在电网侧，储能可缓解电网阻塞、降低输配网络投资；在用电侧，储能可降低用户的综合电费支出，提升用电的可靠性。

换言之，承担储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者，因此主动配置储能的动力较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投资者，收益却主要由电网环节享受（可再生能源发电的波动性减弱，对电网的冲击降低）。因此，储能为电力系统带来的收益体现在多个环节、涵盖各个方面，但在目前的电力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为其发挥的多种功能进行足够的补偿。
2017年五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期的储能发展“两步走”的战略。2019年针对该指导意见，进一步提出了细化的2019-2020行动计划，为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。
此外，20年各省市密集出台相关政策，强制要求一定比例的光伏配储的政策，新能源推广政策加速储能发展。
从应用看，到2019年我国电化学储能在集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧四个应用领域的累计安装比例分别为17%、20%、19%、44%，一改几年前用户侧一家独大的状况。
从商业化发展角度看，储能的各类应用模式正在发展中不断调整和完善。储能在商业化过程的问题，最突出的是缺乏合理的价格机制保障储能稳定的实现商业价值。虽然仍有不少困难，但储能在我国的发展潜力和发展前景已经不容置疑。

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