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目前储能技术的开发利用还处在多样化发展阶段，不同的储能技术所具有的技术经济优势和局限性差异很大，故其适用于哪些领域，需要进一步具体分析。只有坚持技术上可行可靠、成本经济的路线，才能具有大规模商业化应用的前景。因此，有必要对储能技术的具体特性进行综合评价，为储能项目的技术选型提高参考。

从全球来看，截至2022年底，抽水蓄能、传统压缩空气、储冷储热、铅蓄电池、锂离子电池都进入了商业化应用；先进压缩空气、飞轮、液流电池处于推广应用阶段，已非常接近商业化应用；钠离子电池、超级电容器等储能技术处于示范应用阶段。

从中国来看，先进压缩空气储能、全矾液流电池储能、钠离子储能等技术的研发和应用走在世界前列，处于世界领先水平；铅蓄电池、锂离子电池、储冷储热处于并跑阶段；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器在一些关键技术上落后于世界。

目前主流应用储能技术的主要性能比较如下表所示。当前，磷酸铁锂为最主要的新型储能技术，同煤电比较，初始投资成本与煤电持平，度电成本相对较高。从初始投资上看，近两年，10万千瓦2小时的磷酸铁锂储能系统初始投资成本为2800~4400元/kW，30～60万千瓦国产机组3500-4500元/kW，二者成本相差不大。从度电成本看，火电在电煤1000元/吨情况下度电成本为0.35~0.4元/kWh，储能在“两充两放”情况下为度电成本为0.6~0.7元/kWh。

▲ 图片来源：中关村储能产业技术联盟

发电侧配置储能应根据电源基础数据，并结合电网需求开展，宜以省级或地市级电网为单位开展。配置原则如图2-1所示。

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目前发电侧储能的应用以单一技术为主，火储联合调频商业化程度最高，但规模有限；新能源单独配储，成本由新能源场站单独承担，经济性最差；目前发电侧的主要调节需求是2～4小时的调峰，大规模的共享储能是目前及十四五发电侧储能的主要方式。

随着新能源装机的快速增长，单一的储能系统已不能够满足市场需求。利用两种或多种储能技术配合应用的混合储能可实现性能上的优势互补，满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，避免单一型储能功能制约和不足。混合储能系统将成为储能行业发展的必然趋势。

随着新版“两个细则”的逐渐落地，集中式新能源场站需具备惯量响应、一次调频、无功电压支撑等功能，响应快速、长寿命是这些场景的基本要求，飞轮、超级电容等功率型储能需求将越来越大。

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