在全球储能需求激增的刺激下，2022年前三季度美国新增储能装机规模接近7.0吉瓦，欧洲新增储能装机容量逼近6.0吉瓦，而同期中国新增储能装机规模更是放量增长超过7.0吉瓦，全球储能市场高景气度由此显著提升。据国际能源署预测，未来5年全球储能装机容量将增长56%，到2026年达到270吉瓦以上。
能源转型的定海神针
2050年或2060年是全球主要经济体为实现“碳中和”目标所划定的时间上限，以清洁能源替代传统化石能源成为了不二的选择，其中可以展示出强大替代功能与广阔应用前景的清洁能源主要有水能、氢能、太阳能与风能，但是，水能不仅全球分布不平衡，而且资源禀赋数量十分有限;同时受制于技术条件的不成熟，氢能资源短期内还不能做到大规模开发和利用。这样，稀释传统火电与创造未来绿电并最终实现能源转型目标的重任就落在了风能与太阳能身上。
可是，风能与太阳能虽然看上去取之不竭，但要真正用于发电，其自身的短板明显。拿风能而论，日内出力波幅最高可达80%，凌晨前后是高峰，午后便减弱到最低点，“逆负荷”特性异常明显;同样，光能日内波动幅度更是高达100%，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力降至零，峰谷特性鲜明;不仅如此，光能还易受天气扰动，天气阴晴对光能的实际有功功率释放的影响十分强烈，每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风能和光能的波动性、间歇性与随机性所形成的不稳定的出力电源极易导致发电侧的电力输出不均匀和不连续，电网侧也难以平衡发电侧与用户侧的电力供求，整个电力系统的波动性剧烈，社会生产与民众生活必然受到风险波及。
总体评判，清洁能源对化石能源的替代力度越强，绿电的输出功率就越大，但同时电力供求的平衡难度也将明显提升，对此，只有借助储能的力量机制才能将风能、光能等清洁能源转化为绿电的风险降到最小。客观上说，在没有收纳之前，风能与光能都处于闲置与过剩状态，但通过收储，无形的能源就变成了有价值的资源，特别是当动力能源不足或者用电侧需求量增大时，将储备的能源释放出去并转化为电力，每一个单位的风能、光能便得到了充分利用与开发;与此同时，将风能、光能储存起来，既可以大大减少后续天气因素的意外干扰，增强发电侧输电的连续性与稳定性，并且借助于储能，电网侧(企业)可在供电侧旺盛时及时购进电力，用电侧需求旺盛时迅疾售出电力，削峰填谷，还可大大提高电网系统的灵活性，实践过程中也能够高效消纳清洁能源的电力，防止因供求失衡而倒逼出“弃风弃光”的行为。
还值得强调的是，无论是发电侧还是电网侧抑或是用户侧，借助于储能还可以获得较为理想的溢价收益，即当电力峰谷状态出现导致电价走高时，三者可以通过绿电交易市场有偿让渡出富余储电并从中获利，由此便可大大增强各储能主体的积极性，最终形成“储能—发电—交易—增值—再储能”的商业市场闭环与良性循环机制，同时促进电力供求的平衡，清洁能源替代传统能源的转型风险便可得到有效稀释与消除，从这个意义而言，我们可以将储能视为能源转型的定海神针。
新型储能后来居上
按照储能所依赖的资源工具及其性能，全球各国的储能主要分为传统储能与新型储能两种，前者主要是指抽水储能，后者则包括电化学储能以及压缩空气储能等。抽水储能是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电;电化学储能是借助大功率与高性能电池正负极进行储电与放电，压缩空气储能则主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。目前来看，全球范围内抽水蓄能累计装机规模最大，电化学储能累计装机规模次之，压缩空气储能处于缓慢扩展状态。
抽水储能不仅历史悠久，技术积累与商业模式也较为成熟，但作为最主要的储能方式，抽水储能却受到地理位势空间的严格限制，不仅启动速度慢、建设周期长，而且资源禀赋有限、成本较高，相比之下，电化学储能受到的外部因素影响较少，项目启动与建设灵活，且响应速度较快，而更重要的是，作为目前布局最广泛的电化学储能方式，锂电储能不仅工艺成熟，而且成本降低的边际趋势越来显著。数据显示，截至2021年底，全球抽水储能的累计装机规模首次低于90%，同比下降了4.1%，而电化学储能的占比提高至12.2%，累计装机规模为25.4吉瓦，同比增长了67.7%，且基于电化学储能的灵活性以及其对人口集中区的高适配性，未来伸展的空间还将更广泛。
进一步分析可以发现，目前锂电池储能的市场份额全球超过了90%，但数据显示，钠元素储量丰富，在地壳中占比高达2.75%，并遍布全球，而相比之下，锂元素仅为0.0065%，主要分布于美洲;反映在价格上，钠的价格只有0.29美元/公斤，而锂价格目前约为21.5美元/公斤，受到影响，钠电池的原材料成本相比锂电池要低30%~40%;不仅如此，钠离子电池在-20的低温环境中可以实现90%以上的放电保持率，-40低温下可放出70%以上的容量，高温80还能循环充放使用，项目落地与场景应用更具灵活性，因此钠电池取代锂电池将是大势所趋;另外，钒电池寿命在10年以上，循环次数可超过万次，且不会发生热失控、燃烧和爆炸，全球已探明的钒金属储量多达2200万吨，钒电池储能同样可能后来居上。
与电化学储能相比，压缩空气储能的规模化程度尽管低得多，但如同抽水储能一样，压缩空气储能也有相当长的历史，德国、美国很早就利用洞穴(岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等)进行空气压缩储能，只是传统压缩空气储能依赖化石燃料、依赖天然储气洞穴的短板制约了扩展空间，而针对相关瓶颈因素，世界各国都积极研发新型压缩空气储能技术，包括等温压缩空气储能系统、液化空气储能系统、恒压压缩空气储能系统等。目前来看，新型压缩空气储能系统效率逼近75%，项目造价720~850美元/千瓦，与抽水蓄能相当，同时还有寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，未来可能大显身手。
放量扩身与主流趋势
数据显示，至2021年底，全球已投运储能项目累计装机规模209.4吉瓦，其中2021年新增投运储能项目装机规模18.3吉瓦，同比增长185%。进入2022年，受到地缘政治因素的影响，欧洲能源价格不断走高，由此推动当地电价接续创出历史新高，同时，由大宗商品价格上涨所引致的成本推动式通货膨胀也抬高了全球企业与居民的传统能源消费成本，由此刺激储能需求井喷式增长。市场研究机构HIS Markit公司指出，未来5年全球储能新增需求量将达到630吉瓦时，受到牵引，全球储能规模化与商业化程度势必继续放大。而更值得关注的是，在总量规模扩张的同时，未来全球储能还将显示出几条十分清晰的脉络与趋势。
其一，新型储能占比越来越大。在2021年全球新增投运储能项目装机规模中，新型储能的新增投运规模首次突破10吉瓦，达到10.3吉瓦，同比增长119%，至2021年底，全球新型储能累计装机约25吉瓦，同比增长约68%，在全部储能装机中的占比提高到12%。依据美国国家可再生能源实验室发布的研究报告，到2030年，作为新型储能最主要成本的电池储能系统，成本将持续和快速地大幅降低，直到2050年下降速度才有可能放缓，由此将引发新型储能的加速扩面壮身。目前美国已经完全停止新建抽水蓄能发电设施，基于节约与保护水资源的目的，全球主要经济体有望率先跟进，传统储能最终将退出市场。
其二，头部效应越来越显著。截至2021年底，美国、中国与欧洲三大主要经济体在全球已投运储能项目的占比分别为34%、24%和22%，合计占比高达80%，并且这种头部方阵趋势还会继续强化。BNEF(彭博新能源财经)预计，未来五年，美国储能系统新增装机规模复合增速将达118.3%，中国速度更快，增幅为174.3%，欧洲则为76.3%。
其三，应用场景越来越迥异。按照应用领域的不同，储能可以分为表前储能和表后储能，其中表前储能可以分为发电侧储能与电网侧储能，表后储能则包括由工商业储能与家庭储能的用户侧储能。基于电网建设的刚性需求、成熟的商业模式以及政策补贴的重心倾斜，美国的储能主要表现为表前储能，未来五年相应的储能装机规模年化复合增速高达125%;同样，源于发电侧政策要求下的强制配储，中国未来新增储能也主要集中于表前储能，相应的储能新增装机年化复合增速有望达到190%;除中美之外，欧洲、日本以及澳大利亚等主要储能国家和地区的新增储能则集中体现为表后储能，尤其是欧洲地区特殊的屋顶结构，外加长期高电价的制约，分布式的光伏+户储(家庭储能)将是极其重要的储能主体，未来五年整个欧洲表后储能装机年化复合增速可达142%，其中户储增速有望超过150%。
其四，长时储能越来越突出。目前全球新型储能所提供的服务响应需求一般为4小时，有的甚至更短，但随着未来超长时间尺度和中长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术的进步，长时储能(时长10小时以上甚至以天为单位)将成为行业主要发展趋势，同时，按照美国能源部发起的Energy Earthshots计划，未来十年内可将长时储能的成本降低90%，长时储能更会进一步凸显出商业应用的优势，与此相对应，可支持长时储能的压缩空气储能等新型储能的覆盖面有望加速扩展。
其五，储能安全性越来越受到重视。据不完全统计，过去10年全球储能安全事故已发生50余起，而今年韩国SK能源公司电池储能大楼发生的火灾给市场再次敲响了警钟，储能安全问题成为全球共同面对的难题。为此，建立储能技术应用的标准体系，限制低价低质竞争，明确储能安全主体责任，完善相关安全制度规范等基础设施建设议题也将快速提到国际社会关注与各国政府决策的前台。
