（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。

面临的挑战

（1）储能技术性能、经济性尚不能满足规模化应用要求

电力领域要求储能技术具有高安全、长寿命、高效率、低成本等特点，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足以上要求。

• 电化学储能装机占新型储能装机的 90% 以上，过去几年，全球发生超过 70 起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。

• 系统运营一段时间以后，部分项目存在可用容量衰减超出预期，单体设备及系统寿命达不到设计值的情况。锂离子电池储能，循环寿命在 10 年以内，低于风、光等新能源场站 25 年的使用寿命.

• 投运的储能电站实际效率偏低，锂电池储能平均系统效率一般低于 90%，液流电池储能、压缩空气储能系统效率也不超过 75%。

• 新型储能技术全寿命周期度电成本较高，部分储能技术的度电成本是抽水蓄能电站的 2 倍以上。

（2）政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素

国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。

储能参与现货市场：目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场细则。新能源参与市场的规则不完善、参与市场的程度不高 13、参与市场后价格普遍走低，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险，新能源配套的储能难以获得市场收益。

储能参与辅助服务：火储联合调频是发电侧储能唯一实现商业化的领域，市场空间小，不同项目收益差异大。国家能源局印发的新版“两个细则”规定辅助服务费用按服务对象分摊，补偿方式和分摊机制体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，政策真正实现落地见效有待时日。