1、推动电力系统的低碳清洁化发展。储能技术是可再生能源装机规模发展的重要支撑，是电力系统低碳发展的保障，在高比例可再生能源场景下储能价值及重要性将进一步凸显。根据国网能源研究院的一项研究，电池储能系统有助于促进可再生能源消纳并降低电力系统的碳排放;在中国安装8 GW/32GWh电池储能系统每年将增加46.2亿千瓦时可再生能源电力消纳，并减少380万吨二氧化碳排放。15目前，全球范围内的可再生能源发电处于飞速增长的阶段，利用可再生能源发电供暖、制氢均是能源互联网中可再生能源利用的重要形式。然而，可再生能源出力具有强随机性和波动性，其大规模并网将显著提高电力系统功率不平衡的风险性，对电网的功率输送以及

2、安全稳定运行带来较大的挑战。储能技术在推动新能源发电的发展方面具体起到如下的作用： 1) 储能技术与可再生能源发电的联合，能够平滑可再生能源功率输出波动，减少随机性、提高可调度性，从而降低可再生能源对电力系统的冲击力度，提高跟踪计划出力的能力。2) 通过电网级的储能应用可增强电网对可再生能源发电的适应性，提高可再生能源的接入能力，在此应用下，储能作为电网的可调度资源，具有更大的应用价值和应用空间。3) 对于高比例新能源发电电网，为提高综合能源利用效率，储氢、储热等单向的大规模储能技术，为冗余的新能源发电提供了其他能源形式转移的途径，同时在长时间尺度，为广域能源互联网的运行提供支持。储能技术在能

3、源互联网中的应用极大程度地推动了可再生能源的发展，为建设以可再生能源为主导的电力系统建立坚实的技术基础，有力的推动电力系统低碳化发展。1) 储能技术有利于电网调峰调频。储能技术在提升电网调峰能力方面，根据电源和负荷的动态变化情况，储能系统可以及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平;在提高电网调频能力方面，可以减小因频繁切换而造成传统调频电源的损耗。目前，电网领域迫切需要低成本、大容量储能技术解决调峰调频的问题，以提高其供电可靠性及电能质量。2) 储能技术能够改善供电质量和可靠性。当电网出现故障时，储能系统可以作为备用电源持续为用户供电，以提高电网的供电可靠性;储能系统还可作为可控电源

4、对电网的电能质量进行治理，消除电压暂降、谐波等问题，同时降低主干网络扩容投入，节约扩容资金。例如电池储能、飞轮储能、超级电容器储能技术以及氢储能均可广泛应用于电网领域。3) 储能技术可以提高社会应急能力。储能技术的应用能够对电网的电能质量做出快速的判断和处理，美国作为应急服务项目的储能技术中多采用电池储能来实现。作为应急电源，储能系统的装机容量一般为10 kW1 MW，充放电时间为35 h，对抗灾性能和环境适应能力有很高要求。电池储能技术非常适合应用于应急电源领域。随着能源互联网的发展，可以考虑为可能遭受灾害袭击的区域和重要用电场所配置应急电源，减少次生灾害发生，提高社会的整体应急能力。例如，

5、在美国东西海岸、尤其是东海岸地区，电网公司正在积极投资建设储能设施。因为这些地区容易受到飓风影响，储能设施可以让电网更有弹性，在对抗飓风时更稳定。三、为多元能源系统能量管理和路径优化提供支持。对于局域多元能源系统，管理者可根据价格信息合理安排各能源的生产、转换、存储及消费，使得系统运行成本最低，并保证系统可靠和高效运行。储能和释能管理是系统运行决策的重要对象。系统可依据储能状态的动态变化，确定储能的功率方向和大小，维持系统内供需平衡。同时，系统中各转换元件的功率分配即系统潮流的分布将影响系统运行经济性和效率。储能的功率流向和大小是系统潮流优化的重要控制变量，可使系统获得最优的能量流路径。另外，

6、根据能量在储能单元的滞留，还可判断系统中能量流拥塞情况，及时调整运行计划。储能的安装位置、容量大小和储能释能过程的优化对局域能源系统的经济高效运行起到重要作用。要求储能具有动态响应系统运行状态的能力、较高的转换效率以及便利的安装条件。四、提高电网运行经济性和推动能源交易模式变革。能源互联网系统通过引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，从而提高电力设备的利用效率，降低供电成本。例如，大规模储热技术在解决风电、光伏等新能源发电的弃风弃光问题中可起到重要的作用，以东北地区为例，冬季供热期间，为满足供热负荷，火电机组的调峰能力骤减，电网接纳风电空间能力不足，引发高比例的

7、弃风现象，在可再生能源发电位置就近接入电锅炉供热、蓄热装置或在热电机组处配置储热装置，可以改善可再生能源发电的利用形式、提高热电机组运行灵活性和调峰能力，减少弃风/光现象，提高电网运行的经济性。国家发改委能源研究所于2015 年发布的中国2050 高比例可再生能源发展情景暨路径研究 16预测，通过已实现商业化的发电技术，非化石能源发电比重大幅度提高，至 2050 年可再生能源发电比重从参考情景的 46%上升到高比例可再生能源情景的 85%以上，非化石能源发电量占到全国总发电量 91%，煤电发电量占比从基年的 75% 下降到高比例情景中的 7%以下，同时满足全国每小时的用电需求。全国总装机容量达

8、到71 亿千瓦，其中煤电8.8 亿千瓦、天然气发电2.2 亿千瓦时、核电 1 亿千瓦、水电 5.5 亿千瓦、风电 24 亿千瓦、太阳能发电 27 亿千瓦、生物质能发电 2.1 亿千瓦、抽水蓄能 1.4 亿千瓦、化学储能 1.6 亿千瓦。风电、太阳能发电成为实现高比例可再生能源情景的支柱性技术。中国投资协会联合落基山研究所于 2020 年发布的零碳中国绿色投资：以实现碳中和为目标的投资机遇17报告预测，在碳中和目标下，中国 2050 年的一次能源需求总量将从目前的 45亿吨标煤下降到 2050 年的 25 亿吨标煤，且化石燃料需求降幅超过 90%，可再生能源将成为主要能源。从供给侧看，2050

9、年，中国67%的终端能源需求将来自于电，发电量将在当前的水平上翻倍。绝大部分装机来自零碳电力能源，其中光伏和风电将占到总装机量的 70%，是 2016年的22 倍。相应地，电化学储能将由2016 年的189MW 增长到510GW，年均增长率达26%。中关村储能产业联盟(CNESA)，在国家发改委能源所、国际能源署、落基山研究所等权威机构预测的基础上，将储能市场分为低、中、高三种不同发展情景，对中国储能市场未来发展趋势进行了预测。其中，在“低”情形下，考虑了未来经济发展状况以及国内外疫情对产业的影响，具体包括企业投融资受限、优质客户的选择难度加大、盈利性问题难以解决以及国内电力市场改革不及预期等负面因素对储能项目布局的影响，在具体预测中增加产业面临困难的权重，这种情形下，国内2050年储能需求为160GW。