以风电和光伏为代表的新能源装机量已经来到11.8亿千瓦，超过煤电的装机。（参考：中国光伏发电装机容量已超7亿千瓦）
2020年中国提出“到2030年，风电、太阳能发电总装机将达到12亿千瓦以上”的新能源发展目标，将有望提前六年，在2024年完成。
装机量上来了，但使用效率却很低，“弃风弃光”与“缺电”在多地交织出现。
前两种方式已经介绍很详细，本文将着重分析储能。
一、储能对电网的稳定运行保驾护航
按照储能系统安装位置不同，分为发电侧、电网侧、用户侧。
截至2023年底，根据中关村储能产业联盟发布的数据，中国储能累计装机86.5GW，同比增长45%；新型储能累计装机达34.5GW/74.5GWh，同比增长163%。新增投运新型储能在电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为41%、56%和3%。
储能在新型电力系统中的核心作用体现在三方面：提供电力系统稳定性、 峰值容量充足性、爬坡灵活性。
电力系统稳定性，电力系统供给或需求端的波动导致系统频率出现偏差时，需要足够的调节能力使其保持稳定。
电力系统需求端来自终端电力用户，难以调节，所以只能通过供给端，即发电厂进行调节。可再生能源发电受天气影响，无法向上调节增加输出，因此需要配备储能协助进行调频。
峰值容量充足性，即确保电力系统有足够的容量来满足一年中的最高需求。可再生能源比重的增加以及电力占二次能源比重的增加，导致充足性难以保障，灵活性电源尤其是储能将成为保障充足性的重要来源。 爬坡灵活性，主要指当光伏在下午到夜间时段出力降低时，需要充足且灵活的爬坡资源弥补其功率。储能可以在光伏出力高峰期充电，低谷期放电并协助电力系统爬坡，与光伏发电形成充分互补。
2、抽水蓄能在存续储能电站中占优
储能的技术路线多元，按照能量储存方式不同，可分为物理储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能五类。
物理储能：包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。这些技术主要通过物理过程将能量储存起来，并在需要时通过逆过程释放能量。 例如，抽水蓄能电站利用电力在用电低谷时将水从低处抽到高处的水库储存，在用电高峰时放水发电。 电化学储能：主要是指各种电池储能技术，如锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池等。这些电池通过化学反应将电能转化为化学能储存起来，并在需要时通过逆反应释放电能。 电化学储能技术因其高能量密度、灵活性和可扩展性而备受关注，发展迅速。
电磁储能：包括超级电容器和超导储能等。 这些技术利用电场或磁场来储存能量，具有响应速度快、功率密度高等特点，适用于需要快速充放电的场合。
热储能：通过储存热能来实现能量的储存和释放。 例如，利用熔盐等介质在高温下储存热能，在需要时通过热机转换为电能或热能输出。 电化学储能：除了电化学储能外，还包括氢储能等。
氢储能通过电解水制氢将电能转化为氢能储存起来，在需要时通过燃料电池将氢能转化为电能和水。氢储能具有能量密度高、清洁无污染等优点，是未来能源系统的重要组成部分。
抽水蓄能以长寿命、运行成本低以及安全性，占据 86%左右存量装机容量。
近几年来，以锂离子电池为代表的新型电化学储能发展迅猛。
截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GWh/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约22.70GWh/48.78GWh，较2022年底增长超过260%。
3、锂离子电池储能技术路线
电化学储能是新增储能的核心增量，而尤以锂离子电池为支柱的储能系统受到热捧，处于主导地位。
累计装机占比：在2023年中国新型储能累计装机中，锂离子电池的占比高达94.9%。这表明，锂离子电池储能技术在中国新型储能市场中具有压倒性的优势。
新增装机占比：从新增装机的角度来看，锂离子电池储能的占比更为显著。2023年中国新型储能新增装机中，锂离子电池的占比达到了97.5%，几乎垄断了新增市场。
锂电池内部化学反应是一个基本的氧化还原反应，能量是守恒的，通过化学反应，能量得以在电池中进行储存和使用。
锂电池在充电时，正极的锂原子会发生氧化反应，失去电子，从而变为锂离子；正极氧化反应产生的大量锂离子从正极脱嵌，经过电解液到达电池负极的碳层，在负极嵌入锂离子。此时，锂电池的负极实现富锂状态。
电池容量的大小一方面和正极反应产生的锂离子数目有关，另一方面和通过电解液交换到负极的锂离子数目有关。
放电是充电的逆过程，放电时负极发生氧化反应，嵌在负极碳层中的锂离子脱嵌，经过电解液运回正极，回到正极的锂离子越多，放电容量越高。
同样充电时，电池正极有锂离子生成，生成的锂离子经过电解液运动到负极，到负极的锂离子嵌入到碳层微孔中，嵌入锂离子越多，充电容量越高。
从化学反应方程式可知，锂电池的充放电过程，就是锂离子的嵌入和脱嵌的过程，主要依靠两极的锂电子浓度差。
4、未来储能的发展方向
新型储能的规划建设和布局将更加科学合理。
未来电源侧新型储能将依托存量和“十四五”新增跨区域通道、风光水火储一体化多能互补基地发展； 电网侧新型储能通过在电网关键节点、偏远地区和输变电站资源紧张地区合理配置，提升系统调节能力、适度替代输变电设施； 用户侧储能通过推动用户侧分散式储能设施建设，探索V2G、智慧用电设施等双向互动智能充放电技术，提升用户供电可靠性和用户侧灵活调节能力。
从技术路线来看，国家出台政策明确，未来新型储能技术创新将向高安全、大容量、低成本、长寿命发展，同时将着力攻克长时储能技术。各地方出台相关引导性支持政策，涉及推动长时储能试点应用、加大容量租赁和容量补偿支持力度、支持参与现货市场等。
2024年1月，国家能源局公布了新一批的新型储能试点示范项目，预计未来以储能时长4小时及以上的长时储能将成为储能行业发展的主力军。
安全性高、循环寿命长、成本低、能量密度高、功率密度大、储能效率高以及环境友好，将是储能技术最终发展方向。
