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储能是指通过介质或设备把能量储存起来，在需要时再释放的过程。电力储能，即通过各种途径将电能转化为不同形式的能量进行储存，并在需要时再将电能释放出来的过程。
随着可再生能源的深入发展，全球能源消费结构向清洁低碳加速转变，新能源渗透率显著提高，电力系统在实际运行过程中增加了诸多影响电网稳定的因素。由于电力系统具有即发即用的特性，发电出力要与用电负荷功率保持即时的平衡，所以，供需平衡是电力系统调度控制运行的本质。因此，大规模、系统性的储能设备，作为已有发电形式的备用系统涌入电力市场。储能系统的加入，在一定程度上弥补了新能源发电间歇性和波动性，有利于电网调节解决发电量与用电量之间的供需矛盾，保障电力系统动态平衡。
目前，全球主流的储能方式有抽水蓄能、电化学储能、蓄热蓄冷、压缩空气储能等，应用场景为电网侧配储、电源侧辅助服务、新能源配储、用户侧削峰填谷等。同时，市场对储能放电时长的要求与日俱增。
储能的兴起可以追溯到140年前，1882年，全球第一座抽水蓄能电站在瑞士苏黎世诞生。瑞士苏黎世奈特拉电站装机容量为515kW，利用落差153m，汛期将河流多余水量（下库）抽蓄到山上的湖泊（上库），供枯水期发电用，是一座季调节型抽水蓄能电站。
在21世纪以前，抽水蓄能是最主要甚至唯一的储能方式。早在1950年底，全世界就已经建成抽水蓄能电站31座，总装机容量约为1300MW，抽水蓄能电站从最初的四机式（水轮机、发电机、水泵、电动机）过渡到三机式（水轮机、发电-电动机、水泵），最后发展到两机可逆式水泵水轮机组；从配合常规水电的丰枯季调节到配合火电、核电运行，逐渐转变为配合新能源运行，从定速机组发展到交流励磁变速机组和全功率变频机组。
20世纪60～70年代，我国抽水蓄能电站建设拉开序幕。1968年，河北岗南水库电站安装了一台容量为11MW的进口抽水蓄能机组。20世纪70年代和80年代为全世界抽水蓄能发展黄金时期，年均增长率分别达到11.26%和6.45%。到1990年底，全世界抽水蓄能电站装机容量增至86879MW，已占总装机容量的3.15%。进入20世纪90年代后，抽水蓄能电站建设年均增长率从20世纪80年代的6.45%猛降至2.75%，到2000年全世界抽水蓄能电站装机容量达到114000MW。同时间段，我国为配合核电、火电运行及作为重点地区安保电源，在华北、华东、南方等地区相继建成十三陵、广蓄、天荒坪等一批大型抽水蓄能电站，到2000年底总容量达到5520MW。
进入21世纪，其他形式的储能开始发展起来，其中电化学储能是主力军。电化学储能可以通俗地理解为用“电池”储存电能，电池的起源非常早，根据电极材料和电解液的不同，电池分为多种类型，如铅酸电池、镍镉电池、镍铁电池、镍氢电池、锂离子电池、钠离子电池、固态电池等。铅酸电池是最早发明的蓄电池。1801年，法国化学家戈特罗就开始了铅酸电池的尝试；1899年，瑞典发明家容纳发明了镍镉电池；1899年，容纳发明了镍镉电池后，尝试用不同比例的铁代替镉，发明了镍铁电池。锂作为电池材料的研究起步要晚得多，20世纪50年代方才开始，1973年，日本松下公司研发出以氟化石墨为正极材料的金属锂原电池；1973年，美国埃克斯石油公司研究员惠廷厄姆构建了第一个可充电锂电池的原型，他也因这项成果获得了2019年诺贝尔化学奖；1991年，索尼公司推出了面向市场的第一款锂离子电池。
然而，电池在21世纪前从未用于大规模的电力储能。在2000—2010年，世界各地开启了电化学储能的技术验证阶段，开展基础研发和技术验证示范；2011—2015年，通过示范项目的开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，电化学储能的应用价值被广泛认可；2016—2020年，随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，电化学储能装机规模快速增加、商业模式逐渐建立。直到最近几年，电化学储能才真正迎来了发展的高峰期。2021年以后，电化学储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。
总的来说，2020年以后，储能热度持续提升，各种储能技术形式如雨后春笋般发展。飞轮储能、超级电容器储能、重力储能、氢储能等储能方式开启了技术验证和小规模的示范项目应用，未来将会有更多形式的储能填补抽水蓄能和电化学储能的剩余空间。
2.储能政策演变过程
近十年，国家根据市场发展的需求推出了系列储能政策，促进储能技术的发展。我国在储能产业的战略布局可以追溯至2005年出台的《可再生能源产业发展指导目录》，氧化还原液流储能电池、地下热能储存系统位列其中。2010年储能行业发展首次被写进法案。彼时出台的《可再生能源法修正案》第十四条中规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术。在此法案指引下，深圳、上海、江苏、湖南、甘肃以及河北等地，开始制定储能相关政策，推动储能行业发展。2011年，储能被写入“十二五”规划纲要。
2017年10月11日，我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布，意见指出，我国储能呈现多元发展的良好态势，技术总体上已经初步具备了产业化的基础。未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段（主要为“十三五”期间）实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段（主要为“十四五”期间）实现商业化初期向规模化发展转变。2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》发布，明确3000万kW储能发展目标，实现储能跨越式发展，储能产业战略已经到发展的黄金时期，配套政策将更加完善。
1.储能与双碳战略
“ 双碳”愿景下，可再生能源发电成为节能减排重要推手 。我国首次明确提出碳达峰、碳中和是在2020年9月份的第七十五届联合国大会一般性辩论上。国家主席习近平向全世界承诺了我国二氧化碳（CO 2 ）排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的宏远目标。“3060”双碳目标已经上升到国家战略和行动方案。而分部门看，我国能源相关CO 2 排放主要来自工业部门和电力部门，其中电力部门占据我国能源相关CO 2 排放约40％，是重点减排领域之一。尽管随着风能、太阳能等新能源快速发展，我国可再生能源发电装机占比越来越高，但目前电源装机结构仍以煤电为主，2021年火电装机占比近55％。单位发电燃烧煤炭产生的二氧化碳是石油的1.3倍，以火电为主的发电结构导致我国发电侧碳排放形势严峻。电力系统深度脱碳需要以新能源和可再生能源为主体的安全、可靠和可持续的能源体系支撑。为实现“3060”目标，需快速发展以风电、光伏发电为主的可再生能源发电技术，发挥水电的基础保障作用，减少对火电的依赖，逐步淘汰落后煤电产能。根据IEA《中国能源体系碳中和路线图》及相关政策规划，在承诺目标情景中，我国可再生能源在一次能源需求总量中的比重将从2020年的12％跃升到2060年的60％左右。未来，可再生能源将成为最主要的一次能源，到2060年，太阳能和风能的需求将接近总需求的四成。由于电力部门为能源需求的主力，因此风电和光伏发电将成为电力行业转型的重要趋势。
储能系统针对光伏、风电的间歇性实现能量时移，需求快速上升 。在实际应用中，光伏发电功率受阳光强度、角度影响，且阳光与气候、季节、区域强烈相关，甚至一日内的变化也极度明显，随机性强。风力发电则受风速影响大，自然风不是恒定的，导致风力发电输出的电能也具有间歇性的特点。此外，风力发电具有逆调峰特性，即风力发电功率大的时段是用电负荷低的时段，进一步增加了电网的调峰难度。2020年，尽管我国弃风率和弃光率总体实现双降，但是以新疆、内蒙古（蒙西）、甘肃为代表的西北地区弃光率、弃风率仍然较高。2020年全国弃风率超过5%的省份（地区）有4个，其中新疆高达10.3%；弃光率超过5%的省份（地区）有2个，其中西藏高达25.4%。可见我国新能源消纳能力仍有待提高。
储能系统能平抑、消纳、平滑新能源发电的输出 。将光伏、风电发电系统与储能系统并网，可以合理安排储能电池的充放电、光伏电池和风机的出力，从而达到最大限度延长并网供电时间的目的。例如针对光伏发电弃光的问题，需要将白天发出的剩余电量进行储存以备晚上放电，实现可再生能源的能量时移，提高风、光资源的利用效率。而针对风电，由于风力的不可预测性，导致风电的出力波动较大，需要监控其运行负荷，将其出力进行平滑。随着新能源发电在整体能源结构中的占比不断提升，发电侧的储能建设需求将实现快速增长。
2.储能与能源安全
绿色低碳、节能减排已成为世界能源发展的方向，世界各国在积极发展可再生能源，其中很大部分可再生新能源用于发电。与此同时，“能源安全”的范畴与重心将有所转移，即从20世纪以石油安全为主逐步转向21世纪以电力安全为主，这种转变将带来新的挑战。石油市场的供需相对简单，而电力由于不易储存，电力市场将面临更为复杂的供需平衡挑战。此外，电力市场的供应侧将呈现多种发电技术并存的现象，随着越来越多的不稳定新能源电力（大型水电和生物质发电除外）的引入，电网的供电安全性受到威胁，防范与避免“绿色大停电”将是电力市场面临的一个新任务。
发展新能源电力为常规电力机组的变负荷能力提出新要求：1）与“原用电负荷”曲线相比，“剩余负荷”曲线的斜率更大，即要求电力机组具备更快的变负荷调节能力。2）风功率的不确定性导致“剩余负荷”曲线形状更加随机，电力机组变负荷目标的不确定性增大。3）“剩余负荷”曲线的峰谷差距比“原用电负荷”更大，意味着电力机组负荷调节范围将更大，而当用电负荷降低到一定程度时，将导致基荷机组运行于部分负荷工况，影响机组的发电效率和经济性。
储能可作用于电力系统的不同环节，总体的作用是实现新能源电力上网、保持电网高效安全运行和电力供需平衡。针对不同环节，储能的作用有所区别：1）在大规模新能源发电环节，储能系统有利于削峰填谷，使不稳定电力平滑输出；储能系统通过功率变换装置，及时进行有功/无功功率吞吐，保持系统内部瞬时功率的平衡，维持系统电压、频率和功角的稳定，提高供电可靠性。2）在常规能源发电环节，储能系统可替代部分昂贵的调峰机组，实现调峰的功能，还能解脱被迫参与调峰的基荷机组，提高系统效率。3）在输配电环节，储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用。在电网环节设置合适规模的储能站，可以增强电网的抗冲击能力，提高调解幅度，更好地实现供需平衡。4）设置于终端用户的储能系统则通过电力储放来提高供电可靠性，尤其在发生非预期停电等事故情况下；可进行需求侧管理，即在分时计价的地区，在低价“谷电”时刻买入网电充入储能设备，在高价“峰电”时刻释放储能设备中的电力，实现既节约用户电费花销，又能削峰填谷、平滑用电负荷，在一定程度上可缓解电网调节压力。常规的终端用户只是电力的消费者，而随着分布式能源系统的推广，未来的终端用户也是电力的供应者，用户和电网之间存在双向能量流动。当终端用户存在剩余电力上网时，也会出现大型新能源发电机组的电力波动问题，因此，设置于终端用户的储能系统还将起到提高分布式电源电能上网质量、平滑输出等作用。
在电力系统中引入储能模块，在不同时间点进行电能吞吐，相当于在电力系统中添加了一个可调节维度，最终实现整个系统的高效、低成本和可靠运行。此外，电力储能在离网孤岛终端的使用也是其重要的应用场合，通过设置适当规模的电力储能装置，在用电低谷时充电、用电高峰时放电，会降低离网孤岛终端所需匹配的发电能力/容量，同时使发电机组维持运行在稳定工况，提高整个系统的能量效率和经济性能，从而确保能源安全。