1、儲能行業(yè)專題研究：從調(diào)峰、調(diào)頻角度看我國電化學(xué)儲能需求空間1、 用電側(cè)、發(fā)電側(cè)的變化與電網(wǎng)側(cè)發(fā)展滯后性1.1、 用電側(cè)：峰谷差不斷增加隨著我國用電結(jié)構(gòu)變化和電氣化程度提升，負(fù)荷峰谷差拉大增大了電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求。隨著我國第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比不斷提升，用電側(cè)日內(nèi)負(fù)荷的峰 谷差率與峰谷差絕對值都在不斷增大。以浙江為例，2020 年最大峰谷差達(dá) 33140MW，最大峰谷差率超 50%。同時，我國終端用能部門電氣化程度也在不 斷提升，其中電動車是當(dāng)前交通部門電氣化的重要縮影。電動車充電負(fù)荷與原有 電網(wǎng)負(fù)荷的日內(nèi)波動情況高度重合，進(jìn)一步增大負(fù)荷峰谷差率。以寧波為例，電 動車充電高峰期在 9-11 點(diǎn)

2、和 19-20 點(diǎn)，與電網(wǎng)用電高峰期吻合。隨著新能源汽 車滲透率的不斷提高，電動車的充電也將進(jìn)一步加大電網(wǎng)負(fù)荷的峰谷差。1.2、 發(fā)電側(cè)：新能源發(fā)電對電網(wǎng)支撐能力弱新能源發(fā)電在電力系統(tǒng)中占比將逐步提高，未來將成為我國發(fā)電主體，新能源大規(guī)模并網(wǎng)對電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提出更高要求。光伏與風(fēng)電在我國的發(fā)電量占比 在 2020 年已經(jīng)超過 9%，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測，在碳達(dá)峰、 碳中和趨勢下，這一比例有望在 2030 年達(dá)到 27%，2060 年達(dá)到 66%。由于新 能源發(fā)電設(shè)備存在轉(zhuǎn)動慣量低、動態(tài)無功支撐能力弱、電壓耐受能力不足等問題， 導(dǎo)致系統(tǒng)抗擾動能力下降，影響系統(tǒng)的穩(wěn)定性：（1）系統(tǒng)

3、轉(zhuǎn)動慣量降低：由于光伏與風(fēng)電幾乎沒有轉(zhuǎn)動慣量，隨著常規(guī)機(jī)組占 比和使用率降低，電力系統(tǒng)一次調(diào)頻能力下降，導(dǎo)致系統(tǒng)抗干擾能力變?nèi)酰▌?率與波動幅度提高，低頻越限概率增大，逐步需要儲能提供轉(zhuǎn)動慣量和調(diào)頻服務(wù)；（2）動態(tài)無功支撐能力弱：新能源機(jī)組動態(tài)無功支撐能力較常規(guī)電源弱，且新 能源發(fā)電逐級升壓接入電網(wǎng)，與主網(wǎng)的電氣距離是常規(guī)機(jī)組的 23 倍，新能源 占比提高將導(dǎo)致系統(tǒng)動態(tài)無功儲備及支撐能力下降，系統(tǒng)電壓穩(wěn)定問題突出；（3）電壓耐受能力不足：新能源大規(guī)模接入導(dǎo)致系統(tǒng)短路容量下降，電壓支撐 能力降低，使暫態(tài)過電壓問題突出，可能超過設(shè)備耐受水平，造成新能源大規(guī)模 脫網(wǎng)或設(shè)備損壞。由于風(fēng)電與光伏合計(jì)發(fā)

4、電量與全社會用電量存在季節(jié)性錯配，系統(tǒng)需要火電機(jī)組和儲能技術(shù)協(xié)同來保障電力供應(yīng)。我國全年用電情況與新能源發(fā)電量均具有周 期性，根據(jù) 2021 年統(tǒng)計(jì)，全社會用電量在 79 月以及 12 月處于高峰，在 24 月及 11 月處于低谷。然而風(fēng)電與光伏合計(jì)發(fā)電量在 35 月及 11 月處于高峰， 在 79 月及 12 月處于低谷，兩者峰谷錯位。在未來光伏和風(fēng)電發(fā)電量占比提高 的背景下，由于新能源發(fā)電與用電需求的季節(jié)性供需錯配，在新能源發(fā)電低谷月 份，需要大量火電機(jī)組保障電力供應(yīng)；而在新能源發(fā)電高峰月份，由于火電機(jī)組 的開機(jī)數(shù)量大幅降低且新能源調(diào)節(jié)能力弱，火電機(jī)組難以滿足調(diào)峰、調(diào)頻需求， 需要更多儲能

5、設(shè)施來維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定。新能源發(fā)電的瞬時波動和日內(nèi)波動特性增大了系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰需求。新能源發(fā)電 具有較強(qiáng)的隨機(jī)性、波動性，系統(tǒng)需要增加靈活性資源來應(yīng)對其產(chǎn)生的調(diào)頻、調(diào) 峰需求。且風(fēng)電的隨機(jī)性、波動性遠(yuǎn)超光伏，因此進(jìn)一步增大了系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰 需求。此外，我國風(fēng)電普遍存在逆調(diào)峰現(xiàn)象，即風(fēng)電出力曲線的峰谷時間與負(fù)荷 的峰谷時間相反。以湖北電網(wǎng)數(shù)據(jù)為例，風(fēng)電在夜間 22 時至次日 5 時出力較大， 白天 12 時到 17 時出力較小；而湖北電網(wǎng)在夜間 23 時到次日 7 時負(fù)荷較小，白 天 12 時至 17 時處于負(fù)荷峰值。這種逆調(diào)峰現(xiàn)象會進(jìn)一步增大系統(tǒng)調(diào)峰壓力。1.3、 電網(wǎng)側(cè)：靈活電源不足，調(diào)峰、

6、調(diào)頻能力受限電網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)靈活性電源發(fā)展滯后，調(diào)峰調(diào)頻能力受限。我國電源結(jié)構(gòu)以靈活性不 高的燃煤機(jī)組為主，靈活性較好的燃?xì)鈾C(jī)組占比低，后者在2018年占比不足6%。 作為對比，美國、西班牙、德國的靈活電源裝機(jī)量占比達(dá)到了 49%、34%、18%， 遠(yuǎn)超我國水平。用各國靈活電源裝機(jī)量占比與太陽能、風(fēng)電發(fā)電量占比相除得到 的比值可以作為衡量各國靈活電源對新能源發(fā)電調(diào)節(jié)能力的指標(biāo)，我國此指標(biāo)也 遠(yuǎn)低于美國與西班牙。靈活性調(diào)節(jié)能力直接關(guān)系到電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和新能 源消納利用水平，當(dāng)前靈活性資源挖潛不足，體現(xiàn)在常規(guī)火電改造推進(jìn)遲緩，抽 蓄等靈活性調(diào)節(jié)電源建設(shè)緩慢，水電、核電等清潔能源提供靈活性資源的不確

7、定 性高，導(dǎo)致電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻壓力不斷增大。調(diào)峰能力不足是新能源發(fā)電消納受限的主要因素。我國能源資源與消費(fèi)需求呈 逆向分布，西部地區(qū)風(fēng)、光、水等清潔能源需要大規(guī)模外送至中東部地區(qū)消納。 目前跨省跨區(qū)清潔能源消納仍然面臨著政策和價格機(jī)制不完善、電力外送通道建 設(shè)滯后等問題，局部地區(qū)仍存在因外送傳輸能力受限造成的新能源棄用問題，但 是隨著高壓輸電網(wǎng)絡(luò)的大力建設(shè)，外輸受限對新能源發(fā)電消納的影響正逐步減少。 根據(jù)主要省份棄風(fēng)棄光原因的統(tǒng)計(jì)，2020 年相較于 2015 年因傳輸能力受限導(dǎo) 致的棄風(fēng)棄光占比均有降低，因調(diào)峰能力不足導(dǎo)致的棄風(fēng)棄光占比均有上升并且 在多省占比超過 90%。因此調(diào)峰能力不足是

8、新能源發(fā)電消納受限的主要因素， 并且問題正逐步加劇。2、 提高靈活電源占比和發(fā)展儲能是解決新能源消納問題的關(guān)鍵提高靈活電源占比和發(fā)展儲能是解決新能源消納問題的兩大主要手段。提升電 力系統(tǒng)靈活性是解決新能源消納的關(guān)鍵，主要手段包括提升靈活電源占比、發(fā)展 儲能、加強(qiáng)電網(wǎng)互聯(lián)、挖掘需求響應(yīng)資源等。其中，靈活電源和儲能是較為主要 的靈活性資源，為研究重點(diǎn)。2.1、 靈活火電發(fā)展受限提高燃?xì)鈾C(jī)組占比不符合我國國情，難以實(shí)現(xiàn)。我國具有“富煤貧油少氣”的能 源資源稟賦，天然氣對外依存度較高，燃?xì)獍l(fā)電成本遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電。燃煤機(jī)組靈活改造是我國提高靈活電源占比的主要途徑。煤電原則上具備秒級 以上全時間尺度調(diào)節(jié)能

9、力，通過煤電靈活性改造，可以使其具備日內(nèi)調(diào)峰能力， 從而應(yīng)對新能源發(fā)電的日內(nèi)波動問題。因補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)低等問題，“十三五”期間煤電靈活性改造積極性不強(qiáng)，改造遠(yuǎn)低于預(yù)期，“十三五”規(guī)劃改造 219.5GW，截 止 19 年底僅完成 57.75GW。煤電機(jī)組靈活性改造支持政策利好不斷，改造進(jìn)度預(yù)計(jì)加快。在國家政策方面， “十四五”期間計(jì)劃完成煤電靈活性改造 200GW，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3040GW。 地方政府也在積極出臺相關(guān)政策刺激煤電靈活改造，如內(nèi)蒙以新建新能源消納指 標(biāo)激勵發(fā)電央企對存量煤電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造。此外，我國調(diào)峰在內(nèi)輔助服務(wù) 費(fèi)用占全社會電費(fèi)占比有望逐步看齊國際經(jīng)驗(yàn)值，由當(dāng)前 1.5%

10、升至 3%及以上， 將利好調(diào)峰等輔助服務(wù)市場建設(shè)。2.2、 政策支持利好儲能發(fā)展發(fā)展儲能可以很好地解決新能源大規(guī)模并網(wǎng)引起的發(fā)電高峰和用電高峰錯配及電網(wǎng)不穩(wěn)定問題。儲能可以解決風(fēng)光出力高峰與負(fù)荷高峰錯配的難題，通過削峰 填谷促進(jìn)新能源消納，緩解電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。此外，儲能可以提供調(diào)頻服務(wù)，解 決風(fēng)光出力隨機(jī)性和波動性帶來的頻率穩(wěn)定難題，提升系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平。國家儲能政策頻出，儲能收益難題有望得到破解。2014 年國家出臺政策，國內(nèi) 新建抽水蓄能電站電價主要采用兩部制，即上網(wǎng)電價=容量電價+電量電價，容量 電價和電量電價分別用以彌補(bǔ)固定成本和運(yùn)營產(chǎn)生的變動成本。2019 年 5 月下 發(fā)的輸配電定

11、價成本監(jiān)審辦法規(guī)定，抽水蓄能電站及電儲能設(shè)施費(fèi)用不得計(jì) 入輸配電定價成本，導(dǎo)致電網(wǎng)投資儲能難以疏導(dǎo)成本。但是 2021 年 5 月新政 關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見明確抽水蓄能容量電價納入輸 配電成本，儲能成本可以向下游用戶傳導(dǎo)，從而保障了抽水蓄能電站的投資收益， 為抽水蓄能電站規(guī)模化發(fā)展打下基礎(chǔ)。2021 年 12 月印發(fā)的電力輔助服務(wù)管理 辦法提出將輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偡秶僧?dāng)前發(fā)電側(cè)擴(kuò)大至電力用戶，為儲能打開 盈利空間奠定了基礎(chǔ)。儲能產(chǎn)業(yè)迎來政策性利好，地方政府紛紛響應(yīng)國家政策推出配儲政策。2021 年 8 月，發(fā)改委發(fā)布關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的

12、通知，通知鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，對按規(guī)定 比例要求配建儲能或調(diào)峰能力的可再生能源發(fā)電企業(yè)，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)按程序認(rèn)定后， 可安排相應(yīng)裝機(jī)并網(wǎng)。該政策顯示了國家層面對儲能產(chǎn)業(yè)明確的支持態(tài)度，國家 政策出臺后，各地儲能產(chǎn)業(yè)扶持政策密集出臺，多地強(qiáng)制要求保障性并網(wǎng)按照一 定比例配儲。在國家政策大力推進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的背景下，儲能產(chǎn)業(yè)有望健康快 速發(fā)展。3、 2025、2030 年電化學(xué)儲能容量需求區(qū)間分別為 111GWh-141GWh 和 686GWh-731GWh抽水蓄能發(fā)展規(guī)模確定性相對較高，儲能需求預(yù)測的難點(diǎn)在于電化學(xué)儲能空間測算。抽水蓄能和電化學(xué)儲能是當(dāng)前儲能發(fā)展的主流選擇，兩

13、者發(fā)展模式存在顯 著差別。我國抽水蓄能規(guī)劃建設(shè)主要圍繞兩大電網(wǎng)公司展開，在當(dāng)前抽水蓄能價 格機(jī)制逐步理順的趨勢下，抽水蓄能發(fā)展規(guī)劃落地的確定性顯著增強(qiáng)。電化學(xué)儲 能的投資主體呈現(xiàn)顯著的多元化特征，國家規(guī)劃目標(biāo)的執(zhí)行落地面臨更大的不確 定性，相應(yīng)的測算分析更為困難。結(jié)合當(dāng)前應(yīng)用場景看，電化學(xué)儲能主要起到調(diào)峰、調(diào)頻作用，從調(diào)峰調(diào)頻功能視角測算電化學(xué)儲能空間更為行之有效。按照安裝位置和投資主體劃分，電化學(xué)儲 能應(yīng)用場景可分為電源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能。由于電化學(xué)儲能在這 些場景所起作用大部分重疊，且各場景電化學(xué)儲能規(guī)模受政策要求、經(jīng)濟(jì)性等多 方面復(fù)雜多變因素影響，采用自下而上分場景測算方法預(yù)

14、測電化學(xué)儲能較為困難。 但從在電力系統(tǒng)中所發(fā)揮的作用看，儲能主要起到調(diào)峰、調(diào)頻功能，從功能視角 相較更容易測算出未來電力系統(tǒng)中電化學(xué)儲能需求。3.1、 新能源裝機(jī)量預(yù)測基于 2021 年 10 月國務(wù)院印發(fā)的2030 年前碳達(dá)峰行動方案中，2025 年非 化石能源消費(fèi)比重達(dá)到 20%、2030 年非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到 25%的目標(biāo)，對 新能源裝機(jī)量進(jìn)行預(yù)測，預(yù)計(jì)“十四五”期間風(fēng)電和光伏新增裝機(jī)量為 646GW， 累積裝機(jī)量約為 1181GW。3.2、 2025 年、2030 年調(diào)峰電化學(xué)儲能容量需求分別為 111GWh 和 686GWh3.2.1、 新能源發(fā)電無法消納部分即為我國調(diào)峰缺口電網(wǎng)

15、負(fù)荷日內(nèi)一般呈規(guī)律性波動，負(fù)荷峰谷差率在部分較極端情況下會超過 50%。電網(wǎng)調(diào)峰就是在電網(wǎng)負(fù)荷高峰時提高發(fā)電功率，電網(wǎng)負(fù)荷低谷時降低發(fā)電 功率。傳統(tǒng)電網(wǎng)會通過對負(fù)荷波動的預(yù)測，按照日前發(fā)電計(jì)劃調(diào)整全網(wǎng)火電機(jī)組 輸出功率實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰。新能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)后，風(fēng)電和光伏發(fā)電的日內(nèi)波動 進(jìn)一步增大了系統(tǒng)調(diào)峰需求。由于傳統(tǒng)煤電機(jī)組最小技術(shù)出力一般為 50%，繼 續(xù)降低出力會有停機(jī)風(fēng)險(xiǎn)，并且煤電機(jī)組啟動時間較長，頻繁啟停還會加速機(jī)組 磨損，因此傳統(tǒng)煤電機(jī)組調(diào)峰能力有限。當(dāng)所有煤電機(jī)組出力降至最小出力時， 若總發(fā)電供給仍高于電力需求，則只能棄光、棄風(fēng)，此部分供給需求差額可視為 調(diào)峰缺口。該調(diào)峰缺口可通過儲

16、能設(shè)備在發(fā)電高峰期進(jìn)行電能儲存，在用電高峰期進(jìn)行電能釋放來補(bǔ)足。調(diào)峰儲能設(shè)備主要以電化學(xué)儲能和抽蓄儲能為主，抽蓄 儲能的建設(shè)對地勢環(huán)境有要求，并且建設(shè)周期一般為 8-10 年，所以未來 10 年 抽蓄儲能容量可以根據(jù)目前已有、在建、規(guī)劃的抽蓄項(xiàng)目進(jìn)行較為準(zhǔn)確地預(yù)測。3.2.2、 2025 年調(diào)峰電化學(xué)儲能功率需求空間為 45.9GW通過供需差計(jì)算出 2025 年調(diào)峰缺口為 127GW。第一步確定全年調(diào)峰需求在冬 季供暖期晚高峰期間最大。第二步計(jì)算 2025 年該時期調(diào)峰缺口（即供需差）， 調(diào)峰缺口=調(diào)峰需求-調(diào)峰能力，其中調(diào)峰需求包括峰谷差、備用容量和風(fēng)電逆調(diào) 峰容量，調(diào)峰能力包括煤電（50%

17、調(diào)峰深度）、氣電（70%調(diào)峰深度）和抽蓄。 兩者相減可計(jì)算出 2025 年調(diào)峰缺口為 127GW。2025 年在完成煤電改造目標(biāo) 200GW 情況下對應(yīng)調(diào)峰電化學(xué)儲能需求為 45.9GW。調(diào)峰缺口由新增靈活性改造煤電和電化學(xué)儲能彌補(bǔ)，煤電改造后最小 出力為 30%（原為 50%），電化學(xué)儲能充放電深度為 90%。對電化學(xué)儲能需求 相對于煤電靈活改造容量進(jìn)行敏感性分析。在中性假設(shè)下，“十四五”完成煤電 改造目標(biāo) 200GW，則對應(yīng)電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)需 45.9GW，考慮目前發(fā)電側(cè)累 計(jì)裝機(jī)約 3.3GW，對應(yīng) 2021-2025 年電化學(xué)儲能新增裝機(jī)為 42.6GW。3.2.3、 2025 年、

18、2030 年調(diào)峰電化學(xué)儲能容量需求空間分別為 111GWh 和 686GWh調(diào)峰儲能容量需求空間是最低發(fā)電曲線超過負(fù)荷曲線部分的積分。調(diào)峰電化學(xué) 儲能功率空間按照瞬時最大調(diào)峰功率缺口（GW）來計(jì)算，但是電化學(xué)儲能空間 普遍以容量（GWh）來衡量。調(diào)峰既要滿足瞬時的功率需求，也要滿足一段時間 內(nèi)容量需求。在負(fù)荷曲線上的區(qū)別體現(xiàn)在功率缺口是一個時刻發(fā)電功率與負(fù)荷的 最大差值，調(diào)峰容量缺口則是發(fā)電功率曲線在負(fù)荷曲線之上的部分與負(fù)荷曲線圍 成的封閉圖形面積，即兩條曲線積分之差。全國電力系統(tǒng)負(fù)荷與發(fā)電功率模擬方法：由于湖北地處中國中部，并且作為工業(yè) 與人口大省，其氣候條件與用電負(fù)荷曲線較為典型。所以進(jìn)行

19、測算時用湖北的新 能源發(fā)電出力特征代替全國新能源發(fā)電出力特征，用湖北典型日負(fù)荷特征代替全 國典型日負(fù)荷特征。根據(jù)湖北 10 個風(fēng)電場和 6 個光伏電廠的平均日內(nèi)出力曲線 繪制總出力曲線。按照預(yù)測的 2025 年和 2030 年全國光伏、風(fēng)電裝機(jī)量進(jìn)行等 比放大，代表全國光伏、風(fēng)電發(fā)電出力曲線。疊加煤電、水電、燃?xì)狻⒑穗姟⑸?物質(zhì)能機(jī)組的最小技術(shù)出力得到全國系統(tǒng)最小出力曲線。將湖北典型日負(fù)荷曲線 按照最大負(fù)荷與全國預(yù)計(jì)最大負(fù)荷的比值進(jìn)行等比放大，模擬全國典型日負(fù)荷曲 線，與全國系統(tǒng)最小出力曲線合并，系統(tǒng)最小出力曲線超出日負(fù)荷曲線的部分即 為新能源發(fā)電無法消納部分，也可視為調(diào)峰最大需求量。負(fù)荷曲線

20、縱軸為功率， 橫軸為時間，對兩個曲線求積分相減，即可估算全國 2025 年、2030 年調(diào)峰最假設(shè)電化學(xué)儲能調(diào)峰需求=調(diào)峰缺口量-抽蓄容量，根據(jù)中國 2030 年能源電力 發(fā)展規(guī)劃研究及 2060 年展望中的預(yù)測，我國 2025 年抽蓄裝機(jī)量 62GW，2030 年抽蓄裝機(jī)量 113GW，電化學(xué)儲能充放電深度為 90%，則可計(jì)算電化學(xué)儲能調(diào) 峰容量需求。3.3、 2025 年、2030 年調(diào)頻電化學(xué)儲能需求分別為 30GWh 和 45GWh調(diào)頻是對電網(wǎng)小幅波動的快速調(diào)節(jié)。電網(wǎng)負(fù)荷與發(fā)電頻率時時處于動態(tài)平衡，電 網(wǎng)發(fā)電功率與負(fù)荷功率不匹配時，電網(wǎng)頻率會發(fā)生波動。調(diào)頻可以在較短時間內(nèi) 抑制電網(wǎng)頻率

21、波動。下圖是調(diào)頻原理及過程，以電網(wǎng)負(fù)荷上升為例，全過程為四 個階段。第一階段電網(wǎng)負(fù)荷上升；第二階段由于發(fā)電功率小于負(fù)荷功率，電網(wǎng)頻 率沿負(fù)荷曲線下降；第三階段發(fā)電機(jī)組一次調(diào)頻啟動，通過調(diào)速器控制增加出力， 功率沿負(fù)荷曲線上升，但電網(wǎng)頻率仍小于額定頻率；第四階段二次調(diào)頻介入，目 前主要以自動發(fā)電控制（AGC）為主，發(fā)電機(jī)組功率繼續(xù)上升直至電網(wǎng)頻率恢復(fù) 至額定頻率。目前，一次調(diào)頻為基本義務(wù)，調(diào)頻市場通常指二次調(diào)頻。調(diào)節(jié)速率是機(jī)組調(diào)頻能力最重要指標(biāo)。各省在評估發(fā)電二次調(diào)頻能力時，一般規(guī) 定 K15， K21， K31，所以滿分一般為 3 分。由于 K1 的分值上限高， 并且在綜合調(diào)頻能力公式中的系數(shù)

22、為 2，所以調(diào)節(jié)速率是最重要的指標(biāo)。另外， 多數(shù)省份的調(diào)頻補(bǔ)貼金額與 K 值掛鉤，所以調(diào)節(jié)速率很大程度上決定了各種調(diào) 頻方式的經(jīng)濟(jì)性。目前調(diào)頻是以火電機(jī)組調(diào)頻為主，但由于其響應(yīng)時間長，調(diào)頻速率低，只適合幅 度較大，方向較單一的調(diào)頻情形。在可再生能源能源發(fā)電大規(guī)模接入電網(wǎng)后和用 電負(fù)荷加大、波動更劇烈的情況下，火電調(diào)頻難以準(zhǔn)確滿足這種小幅度、高頻率 的調(diào)頻需求。水電和抽蓄由于其地理因素限制和枯水期的容量保護(hù)，發(fā)展上限確 定。所以未來新增調(diào)頻儲能將會以電化學(xué)儲能為主。為滿足新能源發(fā)電平滑上網(wǎng)的調(diào)頻所需的功率限制會導(dǎo)致大量“棄風(fēng)棄光”。與 新能源發(fā)電的日內(nèi)波動和調(diào)峰能力不足導(dǎo)致的“棄風(fēng)棄光”不同，為應(yīng)對新能源 發(fā)電短時波動而對新能源發(fā)電進(jìn)行功率限制也會導(dǎo)致“棄風(fēng)棄光”，因此新能源 需要配備一部分儲能容量用作調(diào)頻。調(diào)峰與調(diào)頻儲能設(shè)施通用性有限。調(diào)峰配備的儲能設(shè)備為容量型，而調(diào)頻配備的 儲能設(shè)備為功率型。以電化學(xué)儲能為例，調(diào)峰所用電池系統(tǒng)多為1C充放電倍率， 調(diào)頻所用電池系統(tǒng)多為 2C 充放電倍率。如果調(diào)峰儲能容量同時用作調(diào)頻，會大 幅降低設(shè)備的使用壽命