中国储能网讯：近日，多家上市公司陆续发布限电公告，“限电”自去年9月后再一次成为了当下的社会关注点。

从限电情况来看，江苏省市部分企业开始轮流停产但不拉闸，另一边的四川形势显然更加严重。

8月16日，宁德时代公告，其四川宜宾工厂已因限电停产，限电停产时间从8月15日至8月20日。

目前市场给出的反馈多半充斥着疑惑与焦虑，大部分人问题聚焦在“去年已经限电过，为何今年还要继续”，“限电时间是否具备延续性与长期性”。

整体来看，虽然两起事件的表象都是一样的，但核心逻辑却有天壤之别。

2021年限电的主要原因很简单，就是缺煤。去年在疫情影响下全国陷入了生产缓慢、物流延迟的泥潭。再叠加各地能耗双控下的“运动式减碳”，供需的天平一旦被打破，煤炭价格一路飙升，场面相较于碳酸锂疯涨有过之而无不及。

煤价居高不下，发电企业烧煤发电就亏损，发的越多亏的越多，这一度造成占电力供应70%以上的煤电出力不足。

而今年限电的主要原因不在煤，而是“缺电”

翻阅近段时间的新闻可以发现，全国各地不断打破最高气温记录，“热射病”首次广泛被大家所认知。

以四川举例，2021年四川作为水电大省，水电发力比例占据八成以上。但本轮高温干旱极端灾害性天气已造成全省15个市(州)严重受灾，水电日发电量大幅下降，供电支撑能力大幅下跌，全省水电发电能力下降5成以上。

高温带来局部电力供需形势紧张，各省市纷纷喊出“让电于民”的口号，才会导致今年大规模的“拉闸限电”。

虽然今年这一轮电力紧张与去年罕见的“电荒”有着根本不同，但电力紧张暴露的“短板”问题值得重视，新型电力系统构建也在面临考验。

那么从缺煤到缺电，“限电危机”带来社会困扰的同时，又会带来哪些变革与机遇呢？

资本的嗅觉永远是最敏锐的，在用电旺季电力供需偏紧形势下，光伏、储能以及电力瞬间被资本聚焦，相关企业在二级市场中迅速走强，迎来新一轮爆发期。

那么，风光电在这次限电当中又扮演着什么角色呢？

风电与光伏发电的建设依然在有序进行当中，只是其占比在偌大的电网体系内依然很低。

从数据来看，2021年全年，我国风电、太阳能发电的分别为6.99%和2.26%，合计不到10%，国家能源局此前下发通知，要求今年风电、光伏发电的发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。

整体趋势可概括为：未来煤炭发电持续削减、风光发电持续扩张，我国最高领导人在2020定下目标：到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦（1200GW）以上。

由此便衍生出一个问题，即便中国的火电装机量全球领先，电网建设全球领先，但依然会出现用电紧张的现象。当下正在全力推进建设的以新能源为主体的新型电力系统，将如何保证不再发生“拉闸限电”？

由于风光出力具有较强的间歇性与随机性，为了实现出力与负荷实时平衡，当前主要通过调节相对可控的发电能源——水电与火电来适应用户端实时负荷的变化。因此，风光发电想要深度取代火电，实现电力脱碳，需要其出力保持相对稳定，而这一关卡的突破则依赖储能技术。

对于电网而言，随着新能源电力占比的长期上升，电网的稳定性愈发受到挑战。电网系统作为电力生产与电力消费的中转、输送、分配的枢纽环节，需要同时照顾发电端和消费端的需求。一般而言，终端电力需求会随着时间的变化发生巨幅波动。那么在新能源发电占比不断上升的大趋势下，电网系统必须拥有足够的储能能力，才能减轻自身负荷，满足消费者需求。

也正因此储能成为了电力系统中的关键一环，按应用场景可分为用户侧，发电侧、电网侧、输配侧以及辅助服务等多种用途。从而可以解决电力即发即用，无法直接存储的弊端。配备储能技术设备则可以平滑电力波动性，减少资源浪费，让新能源更加稳定可靠。

例如目前火热的大型独立储能电站，就是通过单独建立一个储能电站独立于电网或发电站运营，追求的是项目本身的盈利。这种电站直接接入电力系统，通过提供调峰调频等电力辅助服务，以及峰谷电价差实现盈利。

除此之外，独立储能电站还可以通过租赁储存空间给发电厂，满足后者的政策需求。多元化的业务范畴有效解决了目前供给侧储能在商业模式上的困难。

对于新能源发电厂来说，每天电力的产值并不固定，虽然电网的上网额度并非不可调整，但也绝不可能随着这种几乎具有极大随机性的出力方式进行调整。例如在出力高峰期，大量电力无法上网，只能舍弃，从而引发弃风弃光，降低电厂效益。

各地政府强推风光配储的原因，正是在出力高峰期吸纳多余电能，减少弃光弃风率，在出力低谷期则释放储备的电能，满足电网的需求。除此之外，还可以通过适当的充放电控制实现平滑输出功率的效果。

在具体到需求侧，近年来光伏产业的大发展带来了新机遇，光伏和风电、核电、水电等清洁能源相比，最大的优势就是“贴近用户”，通过分布式走进户用，从而产生更多可能性。

例如廉价的小规模光伏发电系统可以被直接安装在家庭住户或者企业厂房的房顶，通过自主发电替代从电网获取电力，从而减少长期用电成本。

此前各地政府主要是通过高价全额上网的政策补贴吸引住户安装光伏，彼时的上网电价高于电网电价，因此大家主要以卖电为盈利。但随着补贴渐渐退坡，需求侧的光伏发电主要用于自用，对应的储能需求也随之打开。

从目前的市场格局来看，欧美日发达国家预计将是未来家庭户用光储的主要市场

以欧洲举例，2021年欧洲储能开始高速增长，2022年因欧洲能源成本和电价的逐年攀升，叠加俄乌战争和海外大型停电 事件，居民用电成本高+供电稳定性差，带来户用光伏高增，进而带来户用储能市场超预期的爆发。

有数据佐证，2021年德国新增户用储能1.48GWh，同比增长45%，占全球市场份额的34%；累计装机3.92GWh，同比增长60.6%，占全球的32%。

以中国市场来看，具备安装独立光储能力的用户主要集中于农村和工商业，根据某券商的测算，如果两亿农户按每年提升1%的渗透率、10kw的户均规模，10%、2h的标准进行配储，每年就有4GWh左右的增长空间。

除此之外，不同于发电侧储能追求的极致性价比，光储产品直接面向C端，本身就携带着更多的“商品属性”在内，有更高溢价空间也代表着更高的利润，无论是外观、品牌、服务都是消费者买单的理由。未来或许会出现光储企业与家电品牌合作，用以往售卖家电的手段进行市场竞争。户用储能行业因此备受资本市场追捧，成为最热门的能源赛道之一。

除了光明的前景，储能产业健康发展，还需要克服眼前的商业化困境

储能系统是新能源发电必备的配套产品，附带了储能成本的新能源系统，尤其是被寄予厚望的分布式光储系统，何时能够实现真正的经济性，从而达到光储系统从电厂走向用户、从小众走向大众，是当下的思考点。

今年3月，国家发改委联合国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。

也或许意味着储能市场还需经过两三年的市场打磨才能赢来大规模商业化，用户侧储能的“蓝海”也将被激活，储能或将成为企业至个人，日常工作生活的一份子。

且未来随着更多的风光储一体化落地，在降本的推动下，也将催生众多新技术和新型商业模式的公司，一切都值得期待。