新能源发电占比超过20%，在国内，以煤电为主的电力系统下，调峰调频黑启动是跟不上的。调峰调频的问题为越来越突出。传统电力系统运行的特点没有变化，发电扣掉网损就是发电量，而新能源不可控，看天吃饭。解决方案：煤电，汽电，抽水蓄能，调动需求侧响应（峰谷电价），储能。3.很大的电化学储能的安全问题还在突破。散热，防爆等4.功率调节，电网喜欢抽水蓄能，因为可以灵活调整。用户侧可以发无工，但是对变流器要求比较高。对功率能灵活性调节还做不到单独调节。5.寿命：可以稳定用十年以上，充放电1万次以上才可能，现在的电化学只能做几千次。7.经济高效：电网侧的度电成本还是比较好的。目前用户侧0.5-0.6，高的0.8元。抽水蓄能0.2元的成本相比其他方案还是可以接受的。散热方面，数据中心要求比较高，电网侧有什么特殊需求？散热两个方面，体外和体内，体外基本都可以用。体内的还没很好的突破。抽水蓄能已经用了二三十年，在电网侧电化学储能比抽水蓄能要差远了，抽水蓄能是发展的黄金十年。电化学储能短期的改善空间有限。电化学储能现在用在电网侧还不是一个很好的时机，15%的新能源储能需求，抽水蓄能的天花板远远不够。但是十四五期间，还是主力在抽水蓄能，所以3-5年后电化学储能开始爆发。电化学共享储能和抽水蓄能的定价方式是一致的。今年电化学储能8GW，明年20GW，2025年30GW应该打不住的。各地方政府不是为了电网储能，而是为了带动扶持这个产业。上半年这种涨是政府规定的很多政策带动的。国家能源局出了那个文件后，个地方政府出台政策的意愿没有那么强。（保障性外的不用建）。步调回到国家能源局的口径。风光装机不到5000万，所以下半年到明年上半年如果地方政策不再出台储能配套政策，今年的新增装机还没达到保障性规模，源测建储能的积极性会下降。短期储能在工商业用的空间反而会更大，峰谷差价大的会达到4：1，峰谷价差空间变大，有些省份可以达到0.7元，用户侧去做空间是够的。像广东，江苏。明年电网消纳空间是9000万，突破这个保障性之外自建储能很多是在源侧，但是还没到时机。拉闸限电在春节后会有很大的缓解，后续会有很大的缓解。局部可能有驱动，但是主要还是峰谷价差的套利。是为了缓解消纳给这个目标，抽水蓄能建设周期长，是不是锂电储能是在抽水蓄能还没建成前去使用？电网侧还是压力比较大。湖南是华中电网，电网是比较强的，解决电力问题是其他省的调配，湖南是偶尔夏季高峰缺点。客观运行的情况看，这150W不是用在电网侧的消纳的。独立储能量很大，这种需求可以通过电费分成，指标互换，风光指标盈利模式，有看到独立储能的量起来么？非常看好共享储能的模式。几个电站一期投资去建会更好，不会浪费资源。储能热管理现在玩家的看法，现在和未来的格局？进入壁垒有多高？电池外散热技术壁垒是很低的，电池内热量聚集检测是比较关键的。现在还没有成熟的方法。先找咨询机构，设计院，要量身定制要买多少，要买什么样的储能，规格寿命安全性。拿这个方案去挑选供货商，或者找个厂商做个总包。到当地电网公司去报备，做用电并网的包装，大概一个月时间。有些省份抽水蓄能资源不足，可不可以购买其他省区的资源？未来储能电站会成为电力系统第八类电源。未来1-2年大规模应用还没到时间。电网是保守安全的产业。国网电动车公司。会让对电网影响较小地去规划充电桩建设。十四五储能装机规模预计有50GW，可能80%都是独立储能和光伏配套的储能，剩下可能在用户侧应用。经济性还不是特别好，至少从上半年来看，新增和存量就达到10GW（在建和投运的），下半年要看能不能落地，如果政策没有变化，未来35-50GW是可以达到的。独立储能无论是供需还是新能源配套，还要考虑经济性。在调峰市场，随着新能源的增加，储能的配置时长是会增加。十四五30-50GW是按15-20%新能源发电量规划的，但是如果在商业模式能成熟，这个规模会被打开。现阶段只能按15-20%。发电侧电网侧，辅助服务都可以接受电力系统的调度，去服务，理论上讲，在调峰领域，通过储能把他拉平，用户侧就不需要那么多项目了。现在是按新增项目来的，但是实际上有一些存量项目也有去做。短期内，煤价的上涨，峰谷电价加大，用户侧储能的投资回报会更高。峰谷价差能到1块的话，IRR有14%。辅助服务规则，对储能的补贴都是比较高的，有些地区回收期可以做到4年。因为回报高，所以补贴能拿到越来越少。储能调频市场会越来越小。但是从全球来看，长远来看调频市场是最好的。电网侧储能，一方面是电网的储能项目，抽水蓄能可以通过电价疏导了。独立的共享型储能项目，目前调峰辅助服务没有较大的支持。无论按一小时10%还是4小时10%，他的IRR都是不到6%的。目前经济性还是比较差的。用户侧分时电价的政策，拉大峰谷电价，另外就是调整峰谷时段。随着分布式光伏上来后，时段有很大的变化，从需求侧到供给侧定时段。允许用户侧资源去参与调峰的辅助服务，华北地区去年已经做了，无形中也是拉大峰谷价差。海外分布式光伏上了后，对电力系统有很大影响，多发的光伏电网接纳不了，所以让这些发电企业要自己去做储能，光储一体在海外会更成熟。而国内是无条件接纳所有分布式光伏。电化学储能未来也有可能像抽水蓄能一样通过电价疏导，电化学会不会给更多的价格疏导？抽水蓄能都是电网投资的，所以即使成本不同也是同样价格疏导。电化学储能有可能针对不同技术去做容量电价的标准，不同的技术类型会有不同的支持。各省有可能由各省来决定，只有集中式大规模的项目才能拿到这个两部制电价。电网公司因为每年的预算是确定的，所以会考虑到底是储能还是加强电网哪种方案更划算，投资回报更高。这个文肯定是强制性的，对新增还是存量项目都要求要上的。山东还是山西还是上了不少项目，企业有顾虑也有上项目的冲动。这些央企也有做这些的责任，但是实际上IRR实际不是很好。小企业就可能会拖着。全球视角，明年一年会看好哪些地区，电化学储能上量较快的？开放电力市场国家，美国欧洲这些地区有扶持。但是从总规模肯定还是中国，然后就是美国澳洲这些。初投资成本，火电肯定是低得多，可能只有电化学的十分之一。y
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