进入盛夏，伴随连日高温一起到来的，还有不断攀升的企业用电需求。据悉，7月11日16时50分，广东、广西、贵州、云南、海南五省区最高电力负荷达2.272亿千瓦，南方电网统调负荷连续两天创下历史新高。
有了“绿电”缘何还“缺电”？
电，往往在它缺的时候最能刷存在感。担心“有订单”却“没电赚”，正是广东众多用电大户企业的烦恼。作为全国制造业大省的广东，在用电高峰期，除了忍痛让企业错峰用电来“节流”，还得“开源”才能解决根本问题。
近年来，我国大力发展清洁能源，包括风电等可再生能源装机容量大幅提升。截至2022年底，中国可再生能源装机总量超过煤电装机，实现了能源发展的历史性跨越。
“风光”无限好，却也并不完美。
2022年，广东省风力发电量273.8亿千瓦时，却只占总发电量的4.5%。清洁能源持续发展，却迟迟未能成为电力输送的中坚力量，清洁能源占比不足的真相到底是什么？
今天，广东在建海上风电场数量全国第一，这么多的新能源发电装置，为何至今难以形成对企业用电的有力补充？
深圳是广东企业用电最为集中的城市之一，位于这里的宝清电池储能站也是全国首座兆瓦级电池储能站。在楼顶的光伏发电实验场，一场突如其来的阴雨，似乎印证了我们的疑惑——像广东这样的用电大省，如今把风力、光能等清洁能源充分用起来确实是当务之急，但受时间、季节等自然因素影响，新能源发电往往得“看天吃饭”。
换句话说，发电总量是充沛的，难的是如何让绿色的能源也能根据我们用电的需要稳定输出，在用电低谷或发电多时充电，反之则及时放电。
于是，与清洁能源相适应的“新型储能”呼之欲出。
新型储能如何破题“稳电难”
新型储能，简单地说就是充电宝，风电、光伏大发时或者用电低谷时充电，风光出力小或者用电高峰时放电。新型储能既能平滑不稳定的光伏发电和风电，提高可再生能源占比，也能配合常规火电、核电等电源为电力系统调峰调频，提高电力系统灵活性。
用于大型电力系统的储能技术包括抽水蓄能和新型储能。与传统抽水蓄能相比，新型储能选址灵活、建设周期短、反应速度快，在新能源开发消纳领域优势明显。
毗邻深圳的东莞是全国制造业重镇，在这里，由用电大户企业和电力企业共建的全国单体容量最大的用户侧储能项目，让我们对新型储能有了新的认识：新型储能在为企业节省成本的同时，更重要的是稳住了企业的用电需要。
就在不久前，东莞发布《东莞市加快新型储能产业高质量发展若干措施》，提出新型储能20条新政，希望培育新型储能来为制造业企业赋能。
对于一个已经形成完备制造业链条的工业城市而言，“转换动能”有多难不言而喻。而制造业企业和电力企业这种一拍即合的“小尝试”，却让更多人看到了发展新型储能的“大可能”。
我国新型储能行业还处在商业化初期，应用场景还在探索阶段，新型储能行业可谓“前途未卜”。广东却在此时决定“押宝”新型储能，甚至提出在4年之内，将新型储能发展为继汽车制造业后的下一个万亿级产业。
在东莞一家生产笔记本电池起家的制造业企业，光伏+储能一体的新产品被放在企业展厅最显眼的位置。从国内热门的露营便携储能装备，到畅销海外的户用储能设备，新型储能正在走向更广泛的消费者。
企业的需求，行业发展的潜力，都在推动着地方产业规划更新。今年上半年，广东就有佛山、中山、东莞三座工业城市发布“新型储能”新政，更多城市则规划、新建了更多新型储能大型设备。
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。
