存在刚性期盼。人类一直在探索通过储能技术使电力发、输、配、用实时平衡的刚性电力系统变得更加柔性，最终改变电力系统的基本形态和功能。
大容量储能技术已经起步
在过去相当长的一段时间，储能在电力系统的应用技术主要是抽水蓄能，应用领域主要在电网的移峰填谷、调频辅助服务等。近年来，随着新能源发电技术的发展，风电、光伏发电等波动性电源接入电网的规模不断扩大，以及分布式电源在配网应用规模的扩大，储能在电力系统的应用技术和应用领域都发生了很大变化。从应用技术来看，出现了适用于电网的集成功率达到兆瓦级的电池储能技术;从应用领域来看，储能技术在电力系统的应用已从电网扩大到发电侧和用户侧，从移峰填谷、调频辅助服务扩大到新能源并网、电力输配和分布式发电及微网等领域。
关于适用于电网的先进大容量储能技术，目前没有明确定义(由于抽水蓄能技术已完全成熟，在电网已有成熟应用，故不作为研究对象)。考虑未来高比例新能源电力系统发展的需要，针对储能在新能源并网、移峰填谷、调频辅助服务、延缓输配电设备投资、分布式发电及微网等领域应用的需要，从集成功率等级、技术进步潜力、能量转化效率、功率/能量成本等四个维度考量。目前压缩空气储能、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、超级电容、超导储能已处于示范或商业应用阶段，能量转换效率均超过60%，具备兆瓦级应用条件，可作为先进大容量储能技术的代表。
据中关村储能产业技术联盟统计，截至2016年底，全球累计投运电化学储能规模为1.77吉瓦，其中锂离子电池占比 65%;压缩空气储能约1.5吉瓦。中国累计投运电化学储能规模243兆瓦，其中锂离子电池占比59%;压缩空气储能约为10兆瓦。
2016年，在国际储能应用市场中，风电等新能源并网约占43%，调频及辅助服务约占24%，电力输配占19%，分布式发电及微网约占13%。在我国储能应用市场中，分布式发电及微网约占56%，新能源并网应用约占35%，调频及辅助服务约占2%，其它约占7%。新能源并网、分布式发电及微网领域的应用约占我国储能应用市场份额的九成。
储能在三领域应用价值评估
(一)电网侧
移峰填谷：储能系统可在用电低谷时作为负荷存储电能，在用电高峰时作为电源释放电能，减小负荷峰谷差，提高系统效率以及输配电设备的利用率。移峰填谷对储能系统的能量和功率要求比较高，目前除抽水蓄能电站外，其他储能技术尚不具备移峰填谷的能力。
调频辅助服务：储能系统具有秒级乃至毫秒级快速功率响应和精确功率控制能力，在电网调频应用中具有明显优势。特别对于未来高比例新能源接入的电力系统，随着系统中传统电源比重降低，系统总转动惯量减 小，造成系统频率稳定性风险，储能在电网调频领域或将具有不可替代的价值。在高比例新能源电力系统，储能的调频价值主要体现在改善暂态频率特性和改善电网一次、二次调频。国网能源研究院初步研究表明，当系统中风电等波动性电源接入比例超过30%，储能的调频价值才能体现。典型系统测算结果表明，需要配置储能的容量比例约为千分之二。
减少电网改造投资，延缓输配电网建设：储能系统具备有功功率的双向调节和无功功率的四象限调节能力，可以有效缓解分布式光伏接入后的节点电压升高和设备过载问题。当电压越限或者电流过载时，通过储能系统存储部分分布式光伏电量，尤其是出力高峰时刻电量，可以降低配电网反向潮流对电网电压升高的负面影响，以及电流过载的风险，从而降低高峰出力带来的电网改造需求和限电量。同时，在大部分情况下有利于配电网网损的减少。储能接入高渗透率分布式电源的配电网，可有效减少电网改造成本和限电损失。典型案例测算结果表明，通过优化配置储能容量，可减少电网改造成本和限电损失20%。
(二)发电侧
新能源并网：储能在风电、光伏发电等新能源并网中的应用主要集中在增加波动性电 源的出力调节能力、跟踪计划出力、平滑风电输出等。目前储能电池技术在新能源并网中主要应用于改善风电场、光伏电站控制特性。全球已投运风电场储能项目超过10个左右，装机规模超过50万千瓦。
提高常规电源频率响应特性：通过与现有发电厂联合运行，提高常规电源频率响应特性。储能的价值主要包括：一次调频考核收益，AGC调节考核收益，以及AGC调节补偿收益。原北京石景山热电厂2兆瓦锂离子电池储能系统是国内第一个以提供调频服务为主要目的兆瓦级储能系统示范项目，该项目“联合调频”的运营模式，具备经济效益。
(三)用户侧
分布式发电及微网：目前储能系统在用户侧的主要应用方式是分布式电源和储能的联合运行，或微网形式。储能是分布式发电及微网的关键支撑技术，其价值主要体现在稳定系统输出、备用电源、实现可调度性。
未来发展应用潜力巨大
随着储能技术的发展，储能技术经济特性的进一步改善，储能在未来高比例新能源接入的现代电网中应用潜力巨大。储能在电力系统应用前景预测如下：
2017～2020年：“十三五”期间，先进大容量储能技术以示范应用为主，并由示范应用开始向商业化迈进，探索建立成熟商业模式。应用重点领域依次为分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网，应用场景主要集中在配网和电源侧。预计2020年我国储能市场规模有望达到15吉瓦，其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网分别占50%、20%、20%。
2021～2030年：这一时期，先进大容量储能技术在电网的应用领域除分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网外，进一步向延缓输配电设备投资、需求侧响应市场扩展。预计2030年我国储能市场规模有望达到40吉瓦，其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网、延缓输配电设备投资和需求侧响应市场分别占30%、20%、20%、18%和12%。
2030年之后：先进大容量储能技术在集成功率等级、比能量和比能量成本方面有望取得质的突破，一批新型先进大容量储能技术将会涌现。大容量储能在电网的应用领域进一步扩大，有望参与电网移峰填谷，对电网的运营管理模式产生根本改变。预计2050年我国储能市场规模有望超过100吉瓦。
大容量储能技术已经起步
在过去相当长的一段时间，储能在电力系统的应用技术主要是抽水蓄能，应用领域主要在电网的移峰填谷、调频辅助服务等。近年来，随着新能源发电技术的发展，风电、光伏发电等波动性电源接入电网的规模不断扩大，以及分布式电源在配网应用规模的扩大，储能在电力系统的应用技术和应用领域都发生了很大变化。从应用技术来看，出现了适用于电网的集成功率达到兆瓦级的电池储能技术;从应用领域来看，储能技术在电力系统的应用已从电网扩大到发电侧和用户侧，从移峰填谷、调频辅助服务扩大到新能源并网、电力输配和分布式发电及微网等领域。
关于适用于电网的先进大容量储能技术，目前没有明确定义(由于抽水蓄能技术已完全成熟，在电网已有成熟应用，故不作为研究对象)。考虑未来高比例新能源电力系统发展的需要，针对储能在新能源并网、移峰填谷、调频辅助服务、延缓输配电设备投资、分布式发电及微网等领域应用的需要，从集成功率等级、技术进步潜力、能量转化效率、功率/能量成本等四个维度考量。目前压缩空气储能、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、超级电容、超导储能已处于示范或商业应用阶段，能量转换效率均超过60%，具备兆瓦级应用条件，可作为先进大容量储能技术的代表。
据中关村储能产业技术联盟统计，截至2016年底，全球累计投运电化学储能规模为1.77吉瓦，其中锂离子电池占比 65%;压缩空气储能约1.5吉瓦。中国累计投运电化学储能规模243兆瓦，其中锂离子电池占比59%;压缩空气储能约为10兆瓦。
2016年，在国际储能应用市场中，风电等新能源并网约占43%，调频及辅助服务约占24%，电力输配占19%，分布式发电及微网约占13%。在我国储能应用市场中，分布式发电及微网约占56%，新能源并网应用约占35%，调频及辅助服务约占2%，其它约占7%。新能源并网、分布式发电及微网领域的应用约占我国储能应用市场份额的九成。
储能在三领域应用价值评估
(一)电网侧
移峰填谷：储能系统可在用电低谷时作为负荷存储电能，在用电高峰时作为电源释放电能，减小负荷峰谷差，提高系统效率以及输配电设备的利用率。移峰填谷对储能系统的能量和功率要求比较高，目前除抽水蓄能电站外，其他储能技术尚不具备移峰填谷的能力。
调频辅助服务：储能系统具有秒级乃至毫秒级快速功率响应和精确功率控制能力，在电网调频应用中具有明显优势。特别对于未来高比例新能源接入的电力系统，随着系统中传统电源比重降低，系统总转动惯量减 小，造成系统频率稳定性风险，储能在电网调频领域或将具有不可替代的价值。在高比例新能源电力系统，储能的调频价值主要体现在改善暂态频率特性和改善电网一次、二次调频。国网能源研究院初步研究表明，当系统中风电等波动性电源接入比例超过30%，储能的调频价值才能体现。典型系统测算结果表明，需要配置储能的容量比例约为千分之二。
减少电网改造投资，延缓输配电网建设：储能系统具备有功功率的双向调节和无功功率的四象限调节能力，可以有效缓解分布式光伏接入后的节点电压升高和设备过载问题。当电压越限或者电流过载时，通过储能系统存储部分分布式光伏电量，尤其是出力高峰时刻电量，可以降低配电网反向潮流对电网电压升高的负面影响，以及电流过载的风险，从而降低高峰出力带来的电网改造需求和限电量。同时，在大部分情况下有利于配电网网损的减少。储能接入高渗透率分布式电源的配电网，可有效减少电网改造成本和限电损失。典型案例测算结果表明，通过优化配置储能容量，可减少电网改造成本和限电损失20%。
(二)发电侧
新能源并网：储能在风电、光伏发电等新能源并网中的应用主要集中在增加波动性电 源的出力调节能力、跟踪计划出力、平滑风电输出等。目前储能电池技术在新能源并网中主要应用于改善风电场、光伏电站控制特性。全球已投运风电场储能项目超过10个左右，装机规模超过50万千瓦。
提高常规电源频率响应特性：通过与现有发电厂联合运行，提高常规电源频率响应特性。储能的价值主要包括：一次调频考核收益，AGC调节考核收益，以及AGC调节补偿收益。原北京石景山热电厂2兆瓦锂离子电池储能系统是国内第一个以提供调频服务为主要目的兆瓦级储能系统示范项目，该项目“联合调频”的运营模式，具备经济效益。
(三)用户侧
分布式发电及微网：目前储能系统在用户侧的主要应用方式是分布式电源和储能的联合运行，或微网形式。储能是分布式发电及微网的关键支撑技术，其价值主要体现在稳定系统输出、备用电源、实现可调度性。
未来发展应用潜力巨大
随着储能技术的发展，储能技术经济特性的进一步改善，储能在未来高比例新能源接入的现代电网中应用潜力巨大。储能在电力系统应用前景预测如下：
2017～2020年：“十三五”期间，先进大容量储能技术以示范应用为主，并由示范应用开始向商业化迈进，探索建立成熟商业模式。应用重点领域依次为分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网，应用场景主要集中在配网和电源侧。预计2020年我国储能市场规模有望达到15吉瓦，其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网分别占50%、20%、20%。
2021～2030年：这一时期，先进大容量储能技术在电网的应用领域除分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网外，进一步向延缓输配电设备投资、需求侧响应市场扩展。预计2030年我国储能市场规模有望达到40吉瓦，其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网、延缓输配电设备投资和需求侧响应市场分别占30%、20%、20%、18%和12%。
2030年之后：先进大容量储能技术在集成功率等级、比能量和比能量成本方面有望取得质的突破，一批新型先进大容量储能技术将会涌现。大容量储能在电网的应用领域进一步扩大，有望参与电网移峰填谷，对电网的运营管理模式产生根本改变。预计2050年我国储能市场规模有望超过100吉瓦。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201707/24/136282.html
