1、 我国电网灵活调节电源占比较低
电网系统正在经历着从传统能源向新能源转型，在享受着新能源的清洁、低成本的同时，电网灵活性降低的问题也愈发突出。风电+光伏在发电量中占比，已由 2012年的 2%，提升至 2020 年的 9.3%，并且根据《2021 风电光伏建设管理办法（征求意见稿）》，此比例将提升至 11%。风电、光伏由于发电输出依赖于可预测性较差的自然资源，出力波动性较大，与用电负荷相关性很低，需要搭配具有调频、调峰性能的机组，以避免对电网造成的冲击。
提升电网灵活性主要依赖调峰和调频能力，实现此功能需依赖电池储能、 抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源。根据中电联数据， 我国此类灵活电源装机比例不足 6%，“三北”地区新能源装机显著高于全国平均水平，但灵活调节电源更是不足 3%，电网调节能力大打折扣。相较其他国家，天然气发电比例较高的欧美国家普遍灵活电源比重较高，如美国（灵活电源占比 49%）、西班牙（34%）、德国（18%）。
2 、居民用电比例提升增加负荷波动
我国经过多年快速发展，整体用电量逐年增长，电力消费结构也在不断变化， 纵向对比来看，虽然第二产业用电仍然占到总用电量的 68%以上，但第一产业、第二产业用电量持续下降， 居民、第三产业用电占比不断提高， 2020 年第三产业、居民用电量占比已达到 16%、 15%。
虽然我国居民用电占比正在提升，但从用电结构、人均用电量两个维度横向对比欧 美亚发达国家， 我国居民用电仍然具有非常大提升空间：
我国产业结构仍然以工业为主，服务业、消费正在快速发展过程中，电力消费结构同样如此， 未来城市化、产业转型均会提升第三产业、居民用电比例。
从人均用电量角度横向对比， 我国人均居民用电量大幅低于发达国家，仅为美国的 16%，日本的 33%，但中国人均用电量增速远超发达国家，在经济快速发展带动消费的背景下，居民用电量绝对值将保持持续上升势头。
未来我国第三产业、居民用电占比预计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷过渡到适应民用负荷。工业、工商业、居民用电因为使用习惯的不同，负荷特征截然不同，工业、工商业用电因为规模较大、运行规律稳定，相对负荷较易预测， 而居民用电因为规模小且零散，运行极其不规律，因此负荷预测难度较大。而且由于夏季酷暑、冬季极寒等极端天气影响，更加剧了负荷的波动性。
极端天气导致电网峰值负荷大幅升高。在全球变暖、燃煤供暖逐步取消的背景下，由于空调、电采暖设备的集中使用，峰值负荷被进一步提升，对电网造成了极大的瞬时冲击， 导致停电。今年 1 月国内极寒天气下，多地创出历史新高负荷峰值， 1月 7 日国网区域 11 个省级电网负荷创历史新高， 而美国德克萨斯州也因为极寒天气导致电力短缺，最高电价甚至达到 65 元/kWh。
而由于居民用电比例的持续增长，小型化、不规律的用户终端占比将不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。通过对比过去 10 年主要省市的用电负荷及用电量数据，可以发现大部分省市用电负荷增速已高于用电量增速，我们认为这种趋势未来仍将延续，电网将面临更加复杂的挑战。
3 、储能是提升电网灵活性的刚需选择
我国电网的灵活性装机较低、居民用电比例不断上升的特征，决定了电网提升灵活性将成为接下来发展刚需。而电池储能凭借着其极快的响应速率、灵活的配置方式，正在电网灵活性提升中作用愈发突出，配置储能可以实现以下功能：
提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等发电方式都通过发电机输出电能，当电网出现频率波动时，凭借着汽轮机组的转动惯量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢，转动惯量较小，而光伏发电无转动设备，不具备转动惯量，当电网频率突变时，响应能力大幅下降。未来新能源占比提升，将使系统转动惯量降低 30%以上。储能具有出色的响应速率，可以在电网频率波动时提升电网惯量支撑，并且自动响应进行一次调频、二次调频。
保障短时尖峰负荷供电，大幅节省电网投资。传统电网投资需建设能够满足尖峰负荷的容量，但尖峰往往持续时间非常短，例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿千瓦，超过95%最高负荷持续时间只有55小时，在全年运行市场占比仅有0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420 亿。而如果采用 500 万千瓦/2 小时的电池储能来保障尖峰负荷供电，所需投资约 200 亿，投资额大幅节省。
促进新能源消纳，进行电网容量灵活调度。传统火电、核电、天然气等发电方式，输出功率和燃料供给相关，也就意味着可以人为控制，而风电、光伏输出功率与资源相关，可预测性较差，而且无法控制，新能源占比的提升，降低了电网灵活性。从负荷特性来看，居民用电晚上负荷最高，而随着居民用电占比提升，光伏 白天输出功率最高、夜间为零的特点与负荷之间背离将愈发明显，增加储能系统实现白天发电量向夜晚用电高峰转移，促进了新能源消纳，也为电网调峰增加了手段。
