储能行业应用场景丰富，可将其分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、新能源并网等;电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级等;用户侧储能主要用于峰谷价差套利等。

在“碳达峰”“碳中和”目标指引下，风电、光伏装机将迎来快速增长，快速发展的可再生能源为我国电力行业带来重要问题，即现阶段高比例的弃风弃光问题与未来电网对大比例可再生能源并网的调节问题。可再生能源的消纳问题重视程度不断升高，近几年弃风弃光已经得到了较好控制。2020年，全国可再生能源发电量达22148亿千瓦时，同比增长约8.4%。其中风电4665亿千瓦时，同比增长约15%；光伏发电2605亿千瓦时，同比增长16.1%。风电、光伏累计发电量占全部发电量的比重为9.5%，同比提升0.9%。

图表2：截止2020年底各种可再生能源发电量全国发电总量的比例（%）

资料来源：国家统计局、韦伯咨询整理

弃光、弃风率与装机量相互制约，将在2021年造成一定的消纳压力。由于新增装机对发电运行的结果反映在第二年，而弃风、弃光率高的地区，解决存量机组消纳的优先级也会高于开发新机组，弃光、弃风率和装机量存在非常明显的相互制约效果。2020年新能源的高装机量，势必让2021年消纳面临非常大的压力，特高压、储能等技术解决消纳问题的刚需特性增强。另外，储能系统参与电源侧的平抑波动，可从源头降低新能源发电并网功率的波动性，大幅提升新能源并网消纳能力。

在电网侧，储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在2017年出台了《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》，两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前AGC服务调节电量的补偿标准可以达到80元/MW·h，电力辅助服务存在盈利空间。

在用户侧，为了给储能套利带来可观空间，政府开始大力推行峰谷电价制度。目前我国省市工业大户基本都实施了峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价、提高白天高峰期电价的策略来鼓励用户分时计划用电，有利于电力公司均衡供应电力，减少发电机组过度起停造成的损耗，降低生产成本，在一定程度上保证电力系统的安全与稳定。

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