储能在能源体系变革及能源互联网建设中占据重要地位，是未来提升电力系统灵活性、经济性和安全性，解决新能源消纳的重要手段，也是促进能源生产消费开放共享、灵活交易，实现多能协同的核心要素。

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储能技术及应用发展趋势

近年来，全球储能技术发展迅速。在储能本体技术方面：以锂离子电池为代表的电化学储能进步显著，电池寿命大幅提升，成本快速下降，储能系统等效度电成本由2015年的1.50元/千瓦时·次下降至2019年的0.50元/千瓦时·次，突破盈亏平衡点。在英国，针对调峰应用场景，电池储能系统已初步具备与燃气机组相竞争的技术经济性条件。百兆瓦级储能电站系统集成技术已实现突破，但系统安全和性能过早老化问题仍有待改进。物理储能技术方面：压缩空气储能、飞轮储能实现了10兆瓦级的示范应用；储热、氢储能技术不断突破，引发了行业关注；大功率重力储能技术在国外开始试验，但离实用仍有差距。在储能装机方面：截至2019年底，全球已投运储能项目的累计装机规模183.1GW，抽水蓄能累计装机规模最大，约171GW；其次为电化学储能和物理储能，累计装机规模约9GW，其中电化学储能约6.9GW。我国已投运抽水蓄能约30.3GW，电化学和物理储能累计装机约1.6GW，其中电化学储能约1.43GW。在支撑体系方面：以中国电力科学研究院（国网能源互联网技术研究院）为挂靠单位的全国电力储能标准化技术委员会，发布国家标准13项，能源行业标准25项；主导发布IEEE标准1项，主持发布IEC《大规模新能源与储能技术白皮书》，正在主持IEC标准3项；建成CNAS储能设备性能检测及储能产品认证平台，依托国家能源智能电网研发（实验）中心储能分中心，建成大容量储能系统并网适应性（试验）检测平台。

未来储能的技术成熟度和技术经济性仍将大幅度提升。根据多国制定的储能战略发展路线图，电化学储能的低成本、高安全、高效率是未来重点突破方向。2025年，锂离子电池储能系统的等效度电成本有望降至0.20元/千瓦时·次，2030年有望降至0.10～0.15元/千瓦时·次，光/储能联合发电成本低于传统火电机组标杆电价。国际能源署(IEA)预测，未来三十年，全球对储能容量的总需求约在3000GW～4000GW。

不同类型储能技术应用成本趋势预测图

注：成本均折算为4小时储能的功率成本。

数据来源：《2018储能产业应用研究报告》《适用于电网的先进大容量储能技术发展路线图》

储能技术在电力系统中发挥重要作用。近年来，我国开展了大容量储能提升新能源并网友好性、储能机组二次调频、大容量储能电站调峰、分布式储能提升微电网运行可靠性、储能电站共享等多样性示范工程，包括：国家风光储输示范工程，储能电站23MW/89MWh，提升了风光互补并网友好性；江苏储能电站101MW/202MWh，实现调峰、调频、调压、紧急功率支撑等电网侧应用功能；用户侧/微电网储能用于促进分布式电源的灵活高效应用。未来20年，随着储能技术经济性进步，储能装机规模大幅度提升，高比例储能将成为重要的调峰、调频资源，极大提升电网灵活性。储能在电力系统中广泛布局，可实现以储能为协同要素的能源互联：在电源侧，基于储能与新能源相融合的多能互补，构建主动支撑型新能源电源体系；在电网侧，开展储能电站的调峰、调频、调压及紧急功率支撑等应用，着力开展基于储能“释放输配电通道输送能力”的应用，提升电网的灵活性；在负荷侧，以储能作为灵活性调节手段，聚合分布式电源、可调负荷、电动汽车等元素，构建现代综合能源服务、需求响应、虚拟电厂等新业态，实现新能源的有效消纳和终端能源的高效利用。

02

规模化储能的应用场景分析

储能系统具有精准控制、快速响应、灵活配置和四象限灵活调节功率等特点，具备了参与电力系统运行调控与安全稳定控制的能力，2019年新修订发布的《电力系统安全稳定导则》中，已明确把储能电站列为重要的灵活调节资源。储能需要达到一定的装机规模才能在电力系统中发挥显著作用。规模化储能主要包含大容量集中式储能电站以及分布式储能的广域协同聚合等两种形式。

一、在高比例新能源接入地区，利用规模化储能作为调峰资源，有效提高新能源电力消纳水平。

新能源具有随机波动性和反调峰特性，高比例新能源接入电力系统后，电网电力电量在空间和时间上的平衡难度进一步加大，需要构建基于深度调峰的火电、灵活调节的抽蓄与燃气机组、规模化储能的新型调峰体系，以满足电网电力功率平衡，有力促进高比例新能源消纳利用。经初步测算，在高比例新能源接入地区配置规模化大容量储能，或广域聚合规模化储能参与系统调峰可有效减少新能源弃电。2019年，青海开展了利用 “共享储能”减少弃光的示范应用。

储能参与系统调峰示意图

二、在峰谷差较大的局部电网，利用规模化储能满足尖峰负荷供电需求，可减少电网投资，提高电网设备的利用率。

未来我国电网最大负荷增速仍高于用电量增速，负荷峰谷差呈增大趋势，尖峰负荷短而高，以满足尖峰负荷需求为目标进行电网规划和建设是不经济的，而储能则可成为保障未来电网尖峰负荷供电的有效手段。以某省网为例，2018年超过9500万千瓦（95%最大负荷）的尖峰负荷持续时间49小时（出现天数为7天），尖峰电量9447万千瓦时。若依靠调峰电源和配套输变电设备来满足尖峰负荷的供电需求，投资约400亿元。若利用500万千瓦/2小时的电化学储能电站来保障尖峰负荷供电，投资约200亿元，可节省大量投资。

某省全年高峰负荷曲线图

三、在高比例新能源和大容量直流接入地区，利用规模化储能的灵活调节能力，为系统提供惯量支撑和一次调频，可有效降低大功率缺额下受端电网频率失稳的风险。

随着高比例新能源和大容量直流的接入，传统的旋转式同步发电机组占比逐步降低，同步电网的惯量支撑和一次调频能力不断下降，加上多数采用滑压控制模式的火电机组在大扰动后期的一次调频能力不能保证，使得系统的频率支撑和调节能力难以应对大功率不平衡量的冲击。规模化储能可为系统提供灵活、可靠、快速的有功调节和惯量支撑手段，有效降低频率越限和失稳风险。

大电网严重功率缺额事故中虚拟同步机不同控制功能作用下系统动态频率曲线比较图

四、将规模化储能纳入安控系统，为系统提供紧急功率支援，提高交直流混联大区电网的稳定性，替代切负荷措施，同时等效释放输电能力。

随着远距离大范围电力输送规模的增加，跨区直流多种故障形式增加了电网安全稳定破坏的风险。引入具有快速响应能力的储能系统，构建新的电力系统安全稳定调控体系，可满足用户对供电可靠性不断提高的要求，并能有效释放跨区交直流通道的输电能力。以多回特高压直流馈入的某大区电网为例，在一回区外直流满功率运行时，发生双极闭锁故障后，需安控系统动作切除网内大量负荷，以保证大区电网安全稳定运行。若配置一定容量的储能，故障后提供紧急功率支援，也能达到同样的安全稳定控制效果。

国家电网在建在运特高压工程示意图

五、利用分布式储能资源，将客户侧可调节负荷进行聚合，通过源网荷储协调互动，充分释放负荷潜力，解决电网负荷低谷时段供需平衡调节困难、分布式电源消纳不足等问题。

需求响应是调节电网峰谷负荷、缓解供需矛盾的重要措施，储能设施已被纳入需求响应参与主体。将各类分布式储能资源进行聚合并协同用户侧可调节负荷，联合参与价格型和激励型需求响应，可深度释放可调节负荷的潜能，成为电网调峰、新能源消纳的巨量调节资源。

利用储能资源聚合可调负荷满足电网供需平衡需求图

六、在高比例分布式光伏接入的中低压配电网，利用分布式储能的灵活调节能力，广泛开展“光+储”，提升配电网对新能源的接纳能力。

大量分布式光伏接入配电网，易引起配电系统功率失衡、线路过载和节点电压越限等问题，制约了分布式新能源的消纳。“光+储”是未来可持续发展路径。以安徽金寨电网为例，大量分布式光伏接入金寨县域电网造成配电网电压升高，线路末端电压最高约1.3倍额定电压，频繁发生逆变器脱网事件。2019年4月，通过在光伏电站加装分布式储能装置，有效改善了配电网电能质量，光伏消纳量增长13%。未来，发展应用独立“光+储”模式，及分布式储能聚合分布式电源模式，在配电网形成规模化智慧可调资源，进一步提升新能源高效消纳空间。

储能提升配电网接纳新能源能力

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未来展望

储能技术是推动世界能源清洁化、电气化和高效化，破解能源资源和环境约束，实现全球能源转型升级的核心技术之一。十四五期间是储能技术研发的关键期，也是储能应用推广的窗口期。一方面，聚焦所确定的技术路线，深化储能技术研究，全面提升储能（物理储能、电化学储能等）本体技术、储能系统集成技术、工程设计技术、运维技术和评估技术，带动储能关联产业核心装备制造和系统技术水平升级。同时，兼顾储能前沿技术，夯实技术储备。另一方面，计及储能技术成熟度和技术经济性的不断进步，依据电力系统形态的演变，把握储能应用场景、着力培育储能应用生态。

未来，基于边界成本低且性能优异的储能技术，构建高比例、广泛布局、可广域协同的储能形态，使其成为完全可观、可测、可控的电力系统调度对象和主要的调节资源，从而突破传统电力在时间与空间上的供需矛盾，变革电网形态、结构和功能，全面支撑未来电力系统智能、坚强、灵活、广泛互联的发展。