在这种情况下，有人突发奇想，让电动汽车的电池充当临时充电宝，给身边人的手机、充电台灯等设备充电。
受此启发，越来越多的车友自发组成应急供电救援车队，分组前往停电小区，义务为郑州四环以内停电小区提供基础用电。
这是在日常生活中，除了手机充电宝外，普通人少有的能直观感受到的“储能危机”。
而在大众视野之外，几乎关系到国内每一个人的“储能危机”早已上演。
01
国内储能危机
2020年上半年的一天，山东省能源局突然召集当地叫得上号的新能源企业集中开会。
会上，能源局说，山东电网的调峰功能已经急剧恶化，当下迫切要解决的是电网不稳定、不平衡的问题。
至于调峰的原因，是因为电厂发的电一般都是即发即用，稳定输出，但是日常用电有高峰和低谷期。比如晚上用电量大，白天用电量小，尤其是某一时段用电负荷过大，峰值太高就需要调节。
调节的办法，要么在用电高峰拉闸限电，要么在用电低谷时把电厂发的电储存起来，到用电高峰时再释放出来。
能源局既然把大家叫过来开大会，自然不是讨论拉闸限电，而是想办法解决怎么把电储存起来。
几个月后，国网山东发布要求，2020年山东参与竞价的光伏电站项目，“储能配置规模要按项目装机容量的20％考虑，储能时间2小时”。
面对这种强行配储，很多人站出来反对。
反对的理由可谓合情合理。
正如通威集团董事长刘汉元在2021年两会期间提出的理由，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，储电成本依然达到了约0.44元/度。
当下，光伏发电的电价也差不多是0.38元/度，已经和煤电成本持平。
考虑到储能设备的折旧和运维费用，光伏发电+储能还不如光伏发电本身划算，这电储起来还不如直接弃了。
受到季风影响的风力发电，同样如此。风少时，不够用，风多时，用不完、存不下。
截止2021年底，全国弃风弃光电量上网价值达100亿元。然而，弃电的风气又不能助长。尤其是光伏发电和风电，2060年之前，国内的光伏发电占比要从现在的11%提升到37%，风电要从13%提升到30%。这两项，是清洁能源的主力。
要想摆脱对化石能源的依赖，就要大力发展清洁能源。
要想发展清洁能源，风力、光伏是重点，而这两项又受到昼夜、温差、季节等影响，需要主动进行储能。
要发展储能，企业觉得不划算，还不如直接弃掉。
如果谁都不让步，这就是死循环。
2021年2月，山东省能源局再度出手，发文规定，储能配套比例“原则上不低于10％”。
态度已经摆明，比例能商量，配储这事必须执行。
此后，一股规制性配储之风在全国蔓延。
截止2021年底，全国已有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。
综合来看，平均配储比例约为10%，配储时长约为2小时。
政策虽然规定了，执行起来并不容易。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在接受《中国新闻周刊》采访时表示：
“我去基层了解储能项目运行的实际情况，由于缺乏经济性，大部分储能项目都宁可趴着晒太阳，也不愿意调用来参与调峰。”
与此同时，我们却看到储能企业在国内“哭穷”的同时，却在国外“大发其财”，尤其是在欧洲。
02
国外储能大涨
今年2月俄乌冲突发生后，欧洲的电价就越来越离谱了。
特别是德国、法国等吃着4倍于市场价的美国人道主义能源援助，早就叫苦不迭了。
所以这些国家不断爆发示威游行，抗议能源价格太贵。
有英国示威者提到：“2021年4月前每月97英镑（770元），现在每月233英镑（1849元），我去哪弄这么多钱？”
抗议并不能解决问题，但储能能。西方国家从发电厂到普通用户对储能设备需求暴增。
海外储能需求爆发，导致国内储能企业纷纷扩产。
今年10月底，苏州工业园区一家储能企业称，今年欧洲市场对储能的需求远超过往年同期。下半年以来，平均出货量又比上半年增长了120%。
在这家企业的车间里，所有产线都处在满负荷状态，生产的是家庭屋顶光伏的配套储能设备，订货排期已经排到了明年底。
而在他们的仓库外，一批总价值7.2亿元储能设备正在装车，准备发往海外。
那么，国外买了储能设备，就不是“水库边上挂水桶”？
不得不说，国外还真不是。
因为中国的电是“计划电”，电力作为公共事业，电价多少要服从“看得见的手”指挥，电价不仅稳定便宜，对疫情期间经营困难的小微企业还要时不时来个减负。
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欧美国家的电力价格，则完全按照市场价格运行。因此，在欧洲能源危机时，才会发生在国内网友看起来觉得离谱的电价动辄涨价5倍、10倍的新闻。
并且，欧美国家对于“峰谷套利”操作也比较纯熟。
即使没有能源危机，在欧美国家，买了储能设备之后，也可以在用电低谷时期，以便宜的价格把电“买”进储电设备，然后在用电高峰期以更高的价格把电“卖”出去。
所有人都可以参与电价的交易。
作为世界上最大的制造业大国，如果国内电价完全市场化，那么全国制造业的成本优势将大打折扣。
所以，对于国内来说，重点还是要放在稳定电价的前提下，如何降低储能的成本。
说实在的，在这方面，国内企业已经够努力了。
03
储能的极限
客观上来说，国内发展储能的紧急程度不亚于当下的欧洲。
如果从黑龙江的瑷珲到云南的腾冲之间画一条直线，东边占了43%的面积却住了94%的人口，而西边占了57%的面积却只住了6%的人口。
而光电资源的地理分布却是“西北高，东南低”，这正好和我国用电需求“西北低，东南高”完美背离。
西北光照资源最丰富的新疆和甘肃两省光电资源用不完，而东部沿海地区用电需求量极大，却不够用。
从2006年开始，我国大手笔投资特高压，到2020年特高压投资总额高达6091亿，大规模的特高压接入，让累计超过5000亿度电从西部运往中国各地。
而后者的解决，就需要存储。
尤其是浙江，能源自给率仅10%左右，90%的都要靠外部输入。
为了解决用电问题，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持储能发展的文件。
而目前国内最重要的、也是最经济的储能方式，就是抽水蓄能。
可以理解为在山上山下挖两个水池子，用电低谷期用电把水抽上去，用电高峰期把水放下来发电，抽水蓄能的（每）度电成本比较低，可以做到0.2—0.3元/度电。
但缺点就是很多地方没有适合的地形地貌，建不了抽水蓄能电站，国内抽水蓄能的潜力已经也挖掘得差不多了。
2021年4月14日，在第十届储能国际峰会上，国家电网公司总工程师陈国平表示：
“为了实现碳达峰目标，到2030年我国新能源装机要达到12亿千瓦以上，到时我们至少需要2亿千瓦以上的储能设施。现在我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期问题，到2030年我国抽蓄装机最多只能达到1亿千瓦。那么，剩下的1亿千瓦储能要怎么布局？”
目前，国内89%的储能是依赖抽水蓄能，另外约11%靠电化学储能。
既然抽水蓄能的挖掘空间趋于穷尽，那么，电化学储能潜力如何？
在电化学储能系统中，仅电池组就占了总成本的60%。
碳酸锂作为制作电池的重要原材料，它的价格从2020年下半年的4万元/吨涨到了2022年9月底的51万元/吨。
中国虽然在全球可开发锂资源国家中排名第四，但是只占到6.8%的储量和14%的产量，而且我们的锂矿资源质量比较差，低品位矿石多，含镁量比较多，加工难度更高，而南半球的锂矿资源更优质。这导致中国80%的锂矿资源依赖进口——比2021年中国石油对外依赖度还要高。
碳酸锂电池价格飙涨，让本就不赚钱的储能行业雪上加霜。
这条路难走，我们还可以发展钠离子电池。
钠电池能量密度没有锂电池高，但储能电站可以建在沙漠、戈壁这些荒无人烟的开阔地带，这些地方租金便宜，电池体积大小就不受影响，它的度电成本、充放电循环次数、安全性等优势就能发挥出来。
不过，当下钠离子电池核心电解质六氟磷酸钠均价超过50万/吨，整体成本甚至高于锂离子电池。
相对低价且高能量的钠金属电池，又受困于正负极材料的钝化问题，一直无法进行商业化。
除此之外，压缩空气储能、飞轮储能、液流电池等技术也在研发推进中。这几年，各地政府的补贴也越来越密集。
目前来看，各项储能技术都充满潜力，只是我们还走在探索以更高性价比释放其潜力的路上。
简而言之，目前，国内储能问题前途虽然光明，眼下的道路却有点曲折。
那么，关系到每个人的问题就是，电价会变动吗？
尾声
全球化石能源涨价，而中国70%的化石能源依赖进口。在这种背景下，新能源发展刻不容缓，尤其是风电和光伏。否则，国内必然要承担化石能源原料涨价的成本。
与此同时，储能产业发展也必须快步跟上。
然而，当下国内储能产业又处在如何实现大规模、低成本、高密度的瓶颈期。
最难的也是这段时间。国家不能无限度补贴“给精料”，同时又不能让“拓荒的牛”累死、饿死。
来自全球的寒气，是阻挡不住的，迟早会传递到每一个人。
其中最明显的改革是改变过去“计划电”的模式，试点电力现货市场。
现货市场可以把它类比为买菜，价格实时变动，上午刚出的菜新鲜，1块一颗，晚上的菜收摊，3毛一颗。这样价差就有了，有了利益空间，储能的主观能动性就提升了。
在发电侧，电厂可以把低谷期用不完的电存起来，高峰时参与调峰并获取补贴。
在用户侧，可以通过峰谷价差套利，即使不套利，也可以节省用电成本。
2019年5月15、16日两天，广东电力现货市场首次开展了按日结算试运行，随后，山东、蒙西、甘肃、浙江、福建、四川和山西陆续开展了按日结算试运行。
2021年3月，公布了上海、江苏等第二批现货试点名单。
2022年7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，南方电网的现货交易从广东一省扩展到云南、贵州、广西、海南，将实现南方五省区电力现货跨区跨省交易。
美国《变形金刚》系列电影，讲述了这样一个故事，赛博坦星球由于内战导致能源枯竭，两派人为了抢夺能源晶体大打出手。
只有摄取能量，自己的后代才能延续。
科幻故事，就是现实的投影。
当全球面临能源挑战时，没有人可以独善其身。每个人都对他所处的时代都负有责任。