储能突然开始起量了

据中关村储能产业技术联盟的数据，截至今年上半年，中国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW，同比增长44%，其中新增投运新型储能规模8.0GW/16.7GWh，已经超过去年全年的新增规模（7.3GW/15.9GWh）。

储能之所以在今年突然加速，核心原因是经济性是提升。

今年储能最热的一个领域是工商业储能，写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。

2021年，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求在保持电价总水平稳定的基础上引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，随后各地开始划分峰谷时段并确定峰谷电价价差。

今年以来，全国各地峰谷电价价差不断拉大，根据北极星储能网的统计，到7月全国共有19省市峰谷电价差超过0.7元，其中上海地区的峰谷价差最高达到1.8923元/kWh。峰谷价差的扩大直接给储能带来了套利空间，进而带来大量的工商业储能需求，而成本端的快速下降又进一步加速了这一过程。

拆解储能系统的成本构成，电池成本大约占60%，PCS占15%，BMS占10%，EMS占比5%-10%，除了经济性提升，用电负荷的持续走高也在驱动储能赶快上马。

根据中电联之前的预估，正常气候情况下，今年全社会用电量大约是9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。如果出现长时段大范围极端气候，那么全国最高用电负荷可能比2022年增加8000万-1亿千瓦。

而另一方面，2022年我国水电、煤电、气电、生物质、核电装机容量净增加只有4864万千瓦，风电、太阳能虽然增加了不少，但几乎无法提供顶峰供电能力，因此8000万-1亿千瓦的最高负荷增长并不能得到有效满足，今年和明年我国电力供需整体处于偏紧状态。

长期看，随着新能源比例和居民用电量不断上升，尖峰负荷压力会变的越来越大，单靠在发电侧扩大投资来解决高峰时段供不应求的问题并不现实，也不划算。在此背景之下，工商业储能低谷时段充电、高峰时段放电的策略就显得很有价值。