目前儲能技術的開發利用還處在多樣化發展階段，不同的儲能技術所具有的技術經濟優勢和局限性差異很大，故其適用于哪些領域，需要進一步具體分析。只有堅持技術上可行可靠、成本經濟的路線，才能具有大規模商業化應用的前景。因此，有必要對儲能技術的具體特性進行綜合評價，為儲能項目的技術選型提高參考。
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（文章來源 公眾號：中關村儲能產業技術聯盟 ID：CNESA_ORG）
儲能技術發展階段及發展趨勢
從全球來看，截至2022年底，抽水蓄能、傳統壓縮空氣、儲冷儲熱、鉛蓄電池、鋰離子電池都進入了商業化應用；先進壓縮空氣、飛輪、液流電池處于推廣應用階段，已非常接近商業化應用；鈉離子電池、超級電容器等儲能技術處于示范應用階段。
從中國來看，先進壓縮空氣儲能、全礬液流電池儲能、鈉離子儲能等技術的研發和應用走在世界前列，處于世界領先水平；鉛蓄電池、鋰離子電池、儲冷儲熱處于并跑階段；抽水蓄能、飛輪儲能、超級電容器在一些關鍵技術上落后于世界。
目前主流應用儲能技術的主要性能比較如下表所示。當前，磷酸鐵鋰為最主要的新型儲能技術，同煤電比較，初始投資成本與煤電持平，度電成本相對較高。從初始投資上看，近兩年，10萬千瓦2小時的磷酸鐵鋰儲能系統初始投資成本為2800~4400元/kW，30～60萬千瓦國產機組3500-4500元/kW，二者成本相差不大。從度電成本看，火電在電煤1000元/噸情況下度電成本為0.35~0.4元/kWh，儲能在“兩充兩放”情況下為度電成本為0.6~0.7元/kWh。
發電側儲能需求及配置原則
發電側配置儲能應根據電源基礎數據，并結合電網需求開展，宜以省級或地市級電網為單位開展。配置原則如圖2-1所示。
水電大省儲能需求
（1）儲能需求
1）長周期能量時移需求
水電機組具有明顯的豐水期和枯水期，季節性負荷大的波動，枯水期電力缺口是由于電量不足導致的，儲能方面需要重點關注氫能等跨季節儲能系統或采用風光水互補方案。目前的新型儲能時長大多在8小時以下，難以發揮裝機替代作用。
2）超短時抑制超低頻振蕩需求
水電機組具有水錘效應，對于含高比例水電電力系統，其頻率特性呈現弱阻尼性，導致系統頻率容易發生超低頻率的持續振蕩現象（即超低頻振蕩），降低了電力系統頻率穩定水平。
儲能應用于超低頻振蕩抑制，既不需要修改水電機組的原有控制系統，也不需要調整水電機組調速系統的控制死區、頻率放大倍數和PID參數等主要參數，從而有利于保留水電機組一次調頻調節量大和調節速率快的優勢，進而不會影響電力系統的負荷快速跟蹤和頻率快速調整的能力。
（2）配置原則
1）系統長周期調峰需求應根據電力、電量、峰谷差分析確定。
2）用于系統長周期調峰的儲能電站功率與能量配置規模宜考慮儲能利用率和經濟效益，經過技術經濟性比較后確定
火電大省儲能需求
（1）儲能需求
截至到2020年底，我國山東、內蒙古、江蘇、廣東、河南、山西、新疆、安徽八省煤電裝機容量都超過5000萬千瓦，占我國煤電總裝機容量的53.9%。火電裝機占比大的省份，儲能主要是滿足新能源消納、調頻、緊急功率支撐等。
（2）配置原則
對于提供系統調峰、緊急功率支撐等應用場景，應根據電力系統需求預測結果，確定儲能電站的功率和能量規模、布局位置、建設時序。具體要求如下：
1）儲能電站的配置功率和能量規模應根據其多場景綜合支撐能力，經技術經濟分析確定；
2）儲能電站的布局位置應根據其應用場景，結合電源分布、負荷分布和電網網架等因素，采用就近部署原則，重點選擇在負荷密集接入、新能源密集接入、大規模分布式電源匯集、大容量直流饋入、調峰調頻困難、電壓支撐能力不足等關鍵電網節點；
3）儲能電站建設時序應根據負荷逐年預測結果、電源與電網項目建設時序確定，滿足電力系統對儲能電站的逐年規劃配置需求。
新能源大省儲能需求
（1）儲能需求
隨著波動性可再生能源滲透率的提高而逐步增多，風電、光伏出力的隨機性、波動性和不確定性導致了系統多時間尺度有功功率不平衡，主要包括平滑輸出功率波動、跟蹤計劃出力曲線、削峰填谷、輔助頻率調節、提供電網調峰等。
（2）配置原則
1）風電場、光伏發電站配置電化學儲能電站的額定功率和額定能量應在分析風電、光伏出力特性的基礎上，結合平滑輸出功率波動、跟蹤計劃出力曲線、削峰填谷、輔助頻率調節、提供電網調峰、無功電壓支撐等應用場景確定。
2）風電場、光伏發電站配置電化學儲能電站的額定功率與額定能量應根據儲能的多應用場景利用能力和綜合經濟效益，經技術經濟比較確定。
3）風電場、光伏發電站配置電化學儲能電站的建設時序應結合風電場、光伏發電站分批次建設情況，以及場站及其匯集站送出線路的輸送能力確定。
4）單個風電場、光伏發電站配置的電化學儲能電站并網點宜選擇在風電場、光伏電站內部。
5）同一區域內風電場、光伏發電站采用多場站匯集方式接入電網時，電化學儲能電站的額定功率和額定能量應在分析匯集站的綜合出力特性基礎上確定，并網點宜選擇匯集站升壓變低壓側母線。
6）不同區域風電場、光伏發電站配置共享型電化學儲能電站時，電化學儲能電站的額定功率和額定能量應在分析各場站出力疊加后的綜合出力特性基礎上確定，并網點應根據電化學儲能電站建設位置及周邊電網接入條件綜合確定。
目前發電側儲能的應用以單一技術為主，火儲聯合調頻商業化程度最高，但規模有限；新能源單獨配儲，成本由新能源場站單獨承擔，經濟性最差；目前發電側的主要調節需求是2~4小時的調峰，大規模的共享儲能是目前及十四五發電側儲能的主要方式。
隨著新能源裝機的快速增長，單一的儲能系統已不能夠滿足市場需求。利用兩種或多種儲能技術配合應用的混合儲能可實現性能上的優勢互補，滿足不同應用場景、不同運行工況下的差異化需求，避免單一型儲能功能制約和不足。混合儲能系統將成為儲能行業發展的必然趨勢。
隨著新版“兩個細則”的逐漸落地，集中式新能源場站需具備慣量響應、一次調頻、無功電壓支撐等功能，響應快速、長壽命是這些場景的基本要求，飛輪、超級電容等功率型儲能需求將越來越大。
以上內容節選自《雙碳背景下發電側儲能綜合價值評估及政策研究》，該報告由中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）和自然資源保護協會（NRDC）共同發布。報告重點圍繞發電側儲能3個典型應用場景，開展發電側儲能技術適用度和綜合價值評價，在調研4個典型省份新型儲能發展的基礎上，分析了發電側儲能面臨的利用率低、經濟性差、成本疏導困難等問題，總結了發電側儲能在技術經濟性、消防安全、市場化方面的挑戰，并提出了促進發電側儲能規模化、市場化發展的政策建議。
該研究項目的意義在于輔助項目開發者深刻把握發電側儲能典型應用場景及技術需求；幫助利益相關者全面認識儲能的價值，尤其在減煤、減碳方面；總結典型省份經驗，輔助政策制定者制定和完善發電側儲能政策及市場規則。
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