中国发电侧储能典型场景

（1）新能源配置储能

高比例新能源场景下，风光发电将面临出力预测困难、与电网实时平衡的要求不匹配、局部时段可靠出力不足、合理消纳代价大等方面的挑战。

首先，风电、光伏发电具有较大的随机性、波动性，高精度功率预测更难，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，大大增加发电计划制定的难度和对储能容量的需求。

其次，现阶段电力负荷多呈现午、晚高峰的双峰特点，然而，风电大发一般是在后半夜，光伏在晚高峰出力基本为零。

然后，新能源机组不能提供与装机容量相对等的发电能力，可信容量低，在大规模并网后，直接影响着系统的稳定性与安全性。

最后，大规模新能源接入电网，消纳成本高。据相关研究测算，“十四五”期间，为确保年均新增 1 亿千瓦以上的新能源维持在合理的利用水平，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运的基础上，还需要新增火电灵活性改造 1.2 亿千瓦以上，建设 3000 万～ 5000万千瓦（≥ 2 小时）的新型储能。

（2）发电侧共享储能

尽管光伏和风电在大部分地区实现了平价上网，但项目经济性还比较差，单个新能源电站单独配置储能进一步恶化光伏、风电项目的经济性，不利于新能源的发展。新能源渗透率较高的地区，在新能源汇集站建设共享储能满足规模化新能源并网需求，可降低储能资源闲置率、分散投资风险、提高储能系统的经济性。

（3）辅助火电调频

火电机组与储能联合调频基本原理是在传统火电机组中增加储能设备，火电机组和储能装置分别为响应 AGC 指令的基础单元和补充的快速响应单元，利用储能装置快速调节输出功率的能力，达到改善机组 AGC 响应速度和精度的目的。

（4）大型清洁能源基地外送

我国新能源多集中在远离中东部负荷中心且本地负荷低迷的西北部地区，受新能源富集地区本地消纳能力低的限制，大规模集中开发新能源发电需要输送到区域电网甚至跨区电网进行消纳。随着储能成本的大幅下降，规模化储能技术应用的市场前景逐渐显现，是解决新能源大规模送出的关键技术之一。

（5）源网荷储一体化

“源网荷储一体化” 是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。