本手册梳理了各类电池储能技术及其应用场景，并明确了技术开发过程中需重点关注的风险与注意事项。同时明确了支撑电池储能系统产业健康发展的政策框架要求。
AC -- alternating current 交流
ACB -- air circuit breaker 空气断路器
BESS -- battery energy storage system 电池储能系统
以电化学电池为核心，集成电池组、BMS（电池管理系统）、PCS（功率转换系统）、EMS（能量管理系统）等模块的规模化储能设施，是当前电网侧 / 工商业储能的主流技术路线。
BMS -- battery management system 电池管理系统
CAES -- compressed air energy storage 压缩空气储能
CB -- circuit breaker 断路器
C&I -- commercial and industrial工商业
COD -- commercial operation date商业运营日期
DLC -- double-layer capacitor双电层电容器
EFR -- enhanced frequency response增强型频率响应
EIS -- electric insulation switchgear绝缘开关柜
EMS -- energy management system能量管理系统
EPC -- engineering, procurement, and construction工程总承包
ESCO -- energy service company能源服务公司
ESS -- energy storage system储能系统
EV -- electric vehicle电动汽车
FES -- flywheel energy storage飞轮储能
GIS -- gas insulation switchgear气体绝缘开关柜
HSCB -- high-speed circuit breaker高速断路器
IGBT -- insulated gate bipolar transistors绝缘栅双极型晶体管
IPP -- independent power producer独立发电商
kW -- kilowatt千瓦
kWh -- kilowatt-hour千瓦时
LA -- lead-acid铅酸（电池）
LCOS -- levelized cost of energy storage度电成本 / 平准化储能成本
LFP -- lithium-iron-phosphate磷酸铁锂（电池）
LMO -- lithium-manganese oxide锰酸锂（电池）
LPMS -- local power management system本地电力管理系统
LSE -- load-serving entity负荷服务实体
LTO -- lithium-titanate钛酸锂（电池）
MW -- megawatt兆瓦
NCA -- nickel-cobalt-aluminum oxide镍钴铝（三元）电池
PCC -- point of common coupling公共连接点
PCS -- power conversion system变流系统 / 功率转换系统
PMS -- power management system电力管理系统
PV -- photovoltaic光伏
SCS -- supervisory control system监控系统
SOC -- state of charge荷电状态
SOH -- state of health健康状态
UPS -- uninterruptible power supply不间断电源
VRFB -- vanadium redox flow battery钒氧化还原液流电池
VRLA -- valve-regulated lead-acid阀控式铅酸电池
W -- watt瓦
ZBFB -- zinc-bromine flow battery锌溴液流电池
1 Energy Storage Technologies
Battery Chemistries（电池化学体系）：指电池正负极材料与电解液的化学组成，主流体系包括磷酸铁锂（LFP）、三元锂（NCA/NCM）、铅酸（PbA）、钒液流（VRFB）等，不同体系的安全性、循环寿命、能量密度差异显著，适配不同储能场景。
1.1 Storage Types 储能类型
Mechanical Storage（机械储能）：通过机械能形式存储能量的技术，典型包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能。
Electrochemical Storage（电化学储能）：通过电化学反应实现能量存储与释放的技术，以电池储能系统（BESS）为代表，是当前电网侧储能的主流路线。
Lithium Secondary Batteries（锂二次电池） ：即可充电锂离子电池，是当前 BESS、新能源汽车的主流电化学储能载体，具备高能量密度、长循环寿命的特性。
Lead Storage Batteries（铅酸蓄电池） ：技术成熟、成本低的传统电池体系，多用于备用电源、低速储能场景。
Sodium-Sulfur (Na-S) Batteries（钠硫电池） ：以钠和硫为电极材料的高温电化学储能技术，具备高能量密度，适用于电网级大容量储能场景。
Chemical Storage（化学储能）：通过化学反应存储能量的技术，典型包括氢能储能、合成燃料储能。
Electrical Storage（电磁储能）：以电场或磁场形式存储能量的技术，典型包括超级电容器、超导磁储能。
Electric Double-Layer Capacitors (EDLCs，双电层电容器) ：也叫超级电容器，基于静电原理存储电荷，属于电化学储能中的电容类技术，具备超快充放电特性，多用于短时功率支撑场景。
Thermal Storage（热储能）：以热能形式存储能量的技术，典型包括熔融盐储能、相变储能。
储能设备的性能可通过功率输出与能量密度两大核心指标定义。
Power Output（功率输出）：储能设备可提供的最大有功功率，决定其短时响应能力，单位为瓦（W）或千瓦（kW）。
Energy Density（能量密度）：单位质量 / 体积可存储的电能，分为质量能量密度（Wh/kg）和体积能量密度（Wh/L），决定设备的储能规模与占地需求。
在图 1.2 中，浅棕色框内的应用场景按++功率输出、使用周期与功率需求++ 进行分类，深琥珀色框内的储能设备则按++使用周期、发电形式及系统 / 电网运行特性++进行分类。
储能设备根据所采用的技术路线与存储容量，可应用于不间断电源（UPS）、输配电（T&D）系统支撑 或 大规模发电场景。
🔋 UPS（Uninterruptible Power Supply，不间断电源）
在市电（公用电网供电）中断时可立即为关键负载供电的储能装置，通常采用铅酸或锂电池，响应时间为毫秒级，保障设备不中断运行。补充说明：
- 核心特性 ：它的核心是 "零切换"，市电正常时处于浮充 / 备用状态，一旦发生电压跌落或中断，能在毫秒级切换到电池供电模式，完全避免负载掉电。
- 技术形态 ：
- 传统工业级 UPS 多采用阀控式铅酸电池（VRLA），成本低但寿命短，多用于数据中心、通信基站。
- 新一代锂电 UPS已开始普及，循环寿命更长、能量密度更高，可实现削峰填谷 + 备用电源的双重功能，更适配数据中心的 "源网荷储一体化" 场景。
- 和 BESS 的关系：小型 UPS 本质上是微型 BESS，而大型数据中心的锂电 UPS，可视为表后侧工商业 BESS 的一种应用形态。
⚡ T&D（Transmission and Distribution，输配电）
指电能从发电厂输送到用户的高压输电与中低压配电环节，BESS 可通过调压、调峰、备用等方式为 T&D 系统提供支撑。补充说明：
- 输电（Transmission） ：以高压 / 特高压等级为主，负责长距离、大容量电能输送，BESS 在这里主要提供系统调频、备用容量、黑启动支撑等电网级服务。
- 配电（Distribution） ：以中低压等级为主，直接面向用户供电，BESS 在这里主要解决配网过载、电压越限、台区峰谷差过大等问题，延缓配网扩容投资。
- BESS 在 T&D 中的核心价值 ：
- 调压支撑：通过无功 / 有功调节稳定线路电压，避免末端用户电压偏低或偏高。
- 调峰减负：在负荷高峰时放电，缓解配变过载问题，推迟变压器扩容改造。
- 故障备用：在配网故障时短时供电，减少用户停电时间，提升供电可靠性。
在电化学、化学与物理储能设备中，近年受关注度最高的技术主要集中在 UPS 与 T&D 系统支撑领域（见图 1.3）锂电池是当前应用最广泛的电化学储能技术。
储能设备的电池技术可基于能量密度、充放电（往返）效率、使用寿命与环境友好性进行对比评估（见图 1.4）锂二次电池的质量能量密度为 150--250Wh/kg，是钠硫（Na-S）电池的 1.5--2 倍、氧化还原液流电池的 2--3 倍，约为铅酸蓄电池的 5 倍。
Round Trip Efficiency（往返效率，RTE）：储能系统放电输出能量与充电输入能量的比值，反映充放电过程中的能量损耗，直接影响项目收益。
Life Span（使用寿命）：电池在容量衰减至初始值的 80% 前，可完成的充放电循环次数，决定 BESS 的服役年限与全生命周期成本
电池技术正朝着更高能量密度的方向发展（见图 1.5）。
图 1.6 根据电网功能、电力市场与使用时长，对电网级储能需求进行了分类。
表 1.1 根据放电时长与能量功率比，对各类电池技术进行了对比。
1.2 Components of a Battery Energy Storage System (BESS) 电池储能系统（BESS）组成
电池储能系统（BESS）的各组成部分如图 1.7 的原理图所示。
1.2.1 Energy Storage System Components 储能系统组件
储能系统（ESS）的组成部分（见图 1.8）按功能可分为三类：电池组件、系统可靠运行所需组件及并网组件。
电池系统由三部分构成：
将多个电芯组合成目标电压与容量的电池包；
电池管理系统（BMS）；
通过电压、温度、电流三大维度的监测与控制，保护电芯免受异常工况损害，保障系统可靠安全运行，并对串联电芯间不一致的荷电状态（SOC）进行均衡管理
电池热管理系统（B-TMS）
根据电芯规格，将电池包内的电芯温度控制在规定范围内，并抑制包内温差过大。
保障整个系统可靠运行的组件包括：
系统控制与监控单元
属于通用信息技术（IT）监控范畴，部分功能集成于整体监控与数据采集（SCADA）系统中，也可包含消防保护或告警单元
能量管理系统（EMS）
负责系统功率流的控制、管理与分配
系统级热管理单元
负责控制储能舱体的加热、通风与空调（HVAC）相关功能。
电力电子部分可分为两类：实现电网与电池间功率双向转换的变流单元，以及配套的控制与监控组件 ------ 电压检测单元与电力电子器件的热管理（如风扇散热）。
1.2.2 Grid Connection for Utility-Scale BESS Projects 公用事业级 BESS 项目的并网方案
图 1.9 展示了电网级电池储能系统（BESS）的并网拓扑结构概览，这类系统通常由多个电池包和逆变器单元组成，共同构成系统的总容量与总功率。
可为每个电池包配置独立的电力电子单元（见图 1.9a），也可将所有电池包并联至同一公共直流母线（见图 1.9b）
Decentralized PCS（分布式拓扑，图 1.9a）：每个电池包对应一台独立 PCS，优势是系统容错率高、可实现精细化控制，单台设备故障不影响其他单元运行。
Centralized PCS（集中式拓扑，图 1.9b）：所有电池包并联至同一直流母线，由一台或多台集中式 PCS 统一并网，优势是设备成本低、系统集成度高，多用于大容量场景。
DC Bus（直流母线）：BESS 内部连接电池侧与 PCS 侧的直流配电线路，是集中式拓扑的核心电气节点。
图 1.9c 展示了低压侧并网的拓扑示例，图 1.9d 则展示了通过变压器接入更高电压等级电网的拓扑示例。
- Low-Voltage Level（低压侧并网）：BESS 直接接入 400V/380V 等低压配电网，多见于工商业侧储能或小型电网侧项目。
- Transformer（升压变压器）：将 PCS 输出的低压交流电升压至 10kV/35kV/110kV 等高压等级，实现 BESS 与高压电网的连接，是电网侧储能的标准配置设备。
1.3 Battery Chemistry Types 电池化学体系类型
1.3.1 Lead-Acid (PbA) Battery 铅酸（PbA）电池
这类二次电池广泛应用于车辆及其他需要高负载电流的场景。其主要优势包括：初始投资成本低、技术成熟度高、可高效回收（见表 1.2、1.3、1.4）
1.3.2 Nickel-Cadmium (Ni-Cd) Battery 镍镉（Ni-Cd）电池
镍镉（Ni-Cd）电池是一种可充电电池，应用于便携式电脑、电钻、摄像机及其他需要平稳功率输出的小型电池供电设备（见表 1.5）
1.3.3 Nickel-Metal Hydride (Ni-MH) Battery 镍氢（Ni-MH）电池
镍氢（Ni-MH）电池结合了密封镍镉（Ni-Cd）电池成熟的正极化学体系，以及为先进氢能存储概念开发的金属合金的储能特性（Moltech Power Systems 2018）镍氢电池性能优于其他可充电电池，具备更高的容量和更低的电压凹陷（见表 1.6）目前，镍氢电池广泛应用于高端便携式电子产品中，这类产品在选购时，电池性能参数（尤其是续航时间）是主要考量因素
1.3.4 Lithium-Ion (Li-Ion) Battery 锂离子（Li-Ion）电池
锂离子电池体系具有最高的能量密度，且被认为具备良好的安全性。无需为延长电池寿命进行记忆效应消除或定期循环活化操作。锂离子电池广泛应用于相机、计算器、笔记本电脑、移动电话等消费电子设备，且正逐步成为电动交通领域的主流储能载体。锂离子电池的优缺点已汇总于表 1.7，各类锂离子电池体系的特性差异则在表 1.8 中进行了区分对比。
1.3.5 Sodium-Sulfur (Na-S) Battery 钠硫（Na-S）电池
钠硫（Na-S）电池又称液态金属电池，是一种以钠和硫为活性物质构建的熔融金属电池。该电池具有高能量密度、89%--92% 的高充放电效率与长循环寿命，且由低成本材料制备而成（见表 1.9）然而，由于其 300℃--350℃的高工作温度，以及多硫化钠的强腐蚀性特性，此类电池主要应用于电网储能等大规模固定式场景
1.3.6 Redox Flow Battery (RFB) 氧化还原液流电池（RFB）
液流电池（RFBs）通过钒等离子的氧化还原反应实现充放电过程。该类电池具备优异的技术特性：电极与电解液几乎无衰减，服役寿命长；无易燃材料，安全性高；可在常温条件下运行（见表 1.10）表 1.11 列出了各类钒氧化还原电池的技术特性
2 Business Models for Energy Storage Services2 储能服务商业模式
2.1 Ownership Models 所有权模式
如表 2.1 所示，电网侧储能可通过多种商业模式实现资产获取。
Grid energy storage（电网侧储能）：接入电力系统输配电网侧的储能系统，主要用于调峰、调频、备用容量、可再生能源消纳等，是 BESS 的核心应用场景之一
根据 Abbas, A. 等人的研究，这类商业模式涵盖从无需持有储能系统资产的服务合约模式，到直接采购 BESS 的完全自建模式。服务用户的核心需求与偏好，决定了其最终选择的商业模式。本章阐述了不同模式下 BESS 资产持有与运营的通用原则。
2.1.1 Third-Party Ownership 第三方所有模式
在该模式下，储能系统由第三方机构持有、运营并维护，其依据合约约定向需求方提供特定储能服务。该模式的运作逻辑与独立发电商签订的购电协议高度相似。与火电厂的长期合约类似，第三方持有模式的合约期限通常为 20-25 年，一般包含以下核心条款：
承购方持有储能系统（ESS）的充放电调度权；
卖方按每千瓦 - 月获得固定容量费，并按每交付兆瓦时电量收取可变运维（O&M）费用；
作为容量费的对价，卖方需保障储能电站达到合约约定的可用率水平；
卖方需向买方提供系统效率保障承诺
2.1.2 Outright Purchase and Full Ownership 直接购买并完全所有模式
在直接采购并完全持有的模式下，抽水蓄能与压缩空气储能（CAES）技术，同电池与飞轮储能技术在规模与功能上的显著差异，使得二者的采购与安装流程存在明确区别
2.1.3 Electric Cooperative Approach to Energy Storage Procurement 电力合作社的储能采购模式
尽管投资者所有型公用事业（IOU）与电力合作社的电力储能需求通常相近，但二者在所有权、治理模式、财务结构、基础设施条件与用户特征方面存在显著差异，这些差异会影响其对资本性资产的持有方式。
IOU 以盈利为经营目标，资金来源包括股东投资、公共部门贷款与银行借款，其治理与利润分配面向股东，而股东可能并非该 IOU 服务区域内的用户。
电力合作社则是非营利性实体，以服务其成员用户为目标，所有成员均居住在合作社的服务区域内。合作社起源于无电力覆盖地区居民的自发行动 ------ 这类地区通常用户稀少且分布分散，无法为投资者所有型电力公司创造利润，因此居民选择通过自建电力公司获取电力服务。
这类公用事业通过贷款、政府拨款与私人融资获取运营、维护与升级改造资金。盈余收入根据成员用电量以惠顾红利的形式返还给成员用户，成员拥有投票权，可参与政策制定与经营管理。
电力合作社分为两类：配电合作社负责向成员用户输送电力；发电输电（G&T）合作社则持有并运营发电资产，通过全包合同向配电合作社销售大宗电力，本质上成为配电合作社电力需求的单一供应方。
因此，从储能系统（ESS）中受益的主体，是选择服务获取模式时的重要考量因素。
2.2 Factors Affecting the Viability of BESS Projects 影响 BESS 项目可行性的因素
电池储能系统（BESS）项目的经济与财务可行性取决于多项关键因素（见表 2.2）
2.3 Financial and Economic Analysis 财务与经济分析
根据亚洲开发银行（ADB）《项目经济分析指南》，项目经济分析与财务评价均需识别项目存续期内各年度的收益与成本，并通过折现方法将所有未来现金流折算为现值。两类分析均会生成净现值（NPV）与内部收益率（IRR）指标。
然而，两类分析的视角与目标存在差异：
财务评价旨在评估项目在无外部支持的情况下，能否产生充足的增量现金流以覆盖其财务成本（资本性成本与经常性成本）
项目经济分析（见图 2.2）则评估项目对国家而言是否具备经济可行性。
在为经济分析识别项目收益时，两项区分尤为关键：
第一项区分是，项目收益源自增量产出还是非增量产出
第二项区分是，项目产出是否在市场中交易，以及是否存在可作为项目收益估值起点的市场价格
2.3.1 Criteria for the Economic Analysis of BESS Projects BESS 项目经济分析的评价标准
折现率。对于所有收益可量化的项目，均需计算预期净现值（ENPV）与经济内部收益率（EIRR）项目可接受的通用标准为：按最低要求 EIRR 折现后的 ENPV 为正，或项目 EIRR 达到 9% 的最低要求值。
影子汇率。将按世界价格计量并按官方汇率折算的产出与投入价值，乘以影子汇率系数（SERF）进行调整；而按国内价格计量的价值则保持不变，以此将前者统一调整至与后者相同的计量基准，即借款国货币的国内价格水平
2.3.2 Key Assumptions in the Cost-Benefit Analysis of BESS Projects BESS 项目成本效益分析的关键假设
电芯价格。项目可行性分析对退役电芯的残值假设与未来更换电芯的成本极为敏感。随着制造产能的持续扩张，预计未来几年锂离子电芯价格将继续下降（见图 2.3 和 2.4）
并网级储能系统的基准建设成本。预计并网级储能系统的建设资本成本将持续下降（见图 2.5）
户用储能系统的基准建设成本。预计未来几年户用储能系统项目的资本成本同样将呈下降趋势（见图 2.6）
电池寿命。电池的循环使用寿命取决于两大因素：电芯化学体系与老化过程。电芯化学体系包括：正负极材料、电芯容量（单位：安时，Ah）、能量密度（单位：瓦时 / 升，Wh/L）以及能 - 功比。表 2.3 对比了不同类型锂离子电池的电芯化学体系特性。
电池老化源于充放电循环导致的活性材料衰减。放电至 20% 以下荷电状态（即放电深度超过 80%）的电池老化速度更快。
DOD, Depth of Discharge（放电深度）：电池放电电量占额定容量的百分比，DOD=100%-SOC。高 DOD（如 > 80%）会加剧活性材料的应力变化和副反应，加速电池老化
例如，一块 7 瓦时的镍钴锰三元（NMC）电芯在 10% 放电深度下可完成超过 50000 次循环，其全生命周期能量吞吐量（电芯充放电的总能量）可达 35 千瓦时。但同一块电芯在 100% 放电深度下仅能完成 500 次循环，全生命周期能量吞吐量仅为 3.5 千瓦时（图 2.7 展示了磷酸铁锂电池在不同放电深度下的全生命周期能量吞吐量）
在开展财务经济性分析时，应将最大 ** 放电深度（DOD）** 限制在 80%，以延长电池寿命。同时，为避免性能衰减，当电池达到其循环寿命的 80% 时，应考虑采购更换电芯。
3 Grid Applications of Battery Energy Storage Systems 电池储能系统的电网应用
3.1 Scoping of BESS Use Cases 电池储能系统（BESS）应用场景界定
电池提供的 ** 服务（Services）可按其承担的主要任务（Primary tasks）** 划分为不同类别（详见表 3.1）
电池储能（BESS）的核心优势之一，是具备响应 ** 有功功率（Active Power）与无功功率（Reactive Power）** 全场景需求的灵活性（见图 3.2）
Active Power（有功功率）
指电力系统中实际做功、转化为机械能 / 热能 / 光能的功率，单位为 kW/MW，是用户侧用电、电网传输的核心功率形式，对应储能系统的 "充放电能量吞吐能力"，决定削峰填谷、调频等服务的能量规模
Reactive Power（无功功率）
指维持电网电压稳定、供感性 / 容性负载建立磁场 / 电场所需的功率，单位为 kvar/Mvar，不对外做功但不可或缺；BESS 通过 PCS（变流器）可提供动态无功支撑，实现电压调节、无功补偿，提升电网稳定性
落基山研究所（RMI）将这一能力拆解为电力系统 ** 发电侧（Generation）、输电侧（Transmission）、配电侧（Distribution）** 的离散化电网服务。
3.2 General Grid Applications of BESS BESS 的通用电网应用场景
根据《电力储能手册》，** 电池储能系统（BESS）的电网应用（grid applications）** 及相关技术要素汇总于表 3.2 中
3.3 Technical Requirements 技术要求
3.3.1 Round-Trip Efficiency 往返效率
往返效率（Round-trip efficiency）综合考虑了储能系统运行过程中，由功率转换和寄生负载（parasitic loads）（如电子设备、温控系统、泵组等）产生的能量损耗。
**Round-trip efficiency（往返效率 / 循环效率）**指储能系统从充电到放电的全过程中，最终输出的能量与初始输入能量的比值，是衡量储能系统能量利用效率的核心指标，直接决定了系统的可用能量规模与经济性
Parasitic loads（寄生负载 / 辅助负载）指储能系统运行过程中，为维持系统正常工作而消耗能量的非核心负载，如电池管理系统（BMS）、温控系统、冷却泵、监控设备等，其功耗会直接拉低系统的整体往返效率
该指标是决定储能技术 ** 成本效益（cost-effectiveness）** 的关键因素。在各类储能技术中，** 压缩空气储能（CAES）的公开效率最低（40%--55%），而锂离子电池（Li-ion batteries）** 的效率最高（87%--94%）对于与 ** 光伏（photovoltaics）** 耦合的储能系统，往返效率低于 75% 时，通常难以实现成本效益。
3.3.2 Response Time 响应时间
相较于 ** 负荷转移（load-shifting）** 场景，** 快速响应时间（fast response times）对于 波动平抑（variability-damping）场景更为关键，因此在本次评估中，该指标与公用事业级光伏电站（utility-scale photovoltaic generation）** 的关联度更高。
**Variability-damping（波动平抑）**指通过储能系统快速充放电，平抑新能源（如光伏、风电）因云层、风况变化导致的出力波动，避免电网频率 / 电压大幅波动，保障电力系统稳定运行的控制功能。
**Load-shifting（负荷转移 / 削峰填谷）**指在用电低谷时段充电、高峰时段放电，实现电力负荷在时间维度上的转移，以降低峰谷差、提升电网利用率、获取峰谷电价差收益的应用场景，对响应速度要求相对较低。
**Utility-scale photovoltaic generation（公用事业级光伏电站）**通常指装机容量≥1MW、直接接入高压输电 / 配电系统的大型光伏电站，是新能源并网的主要形式，其出力波动对电网的影响更为显著。
云层遮挡是光伏出力快速变化的主要诱因，单点 ** 太阳辐照度（solar insolation）** 可在数秒内发生超过 60% 的变化。公用事业级光伏电站的出力发生上述幅度的变化，通常会在数分钟内完成。在夏威夷一座装机容量利用率为 50% 的光伏电站中，对其 ** 功率输出爬坡率（ramp rates）** 进行了为期一年的实测分析。该研究结果显示，在所有一分钟级爬坡事件中，仅 0.07% 的事件爬坡幅度超过电站额定容量的 60%，仅 5% 的事件爬坡幅度超过额定容量的 10%。电网运行经验表明，数秒级的响应时间足以平抑大规模的短期出力波动事件。
3.3.3 Lifetime and Cycling 寿命与循环次数
与效率指标类似，储能系统的 ** 成本效益（cost-effectiveness）与其运行寿命（operational lifetime）** 直接相关。** 储能系统（ESS）** 的寿命受多重因素影响，包括充放电循环、** 放电深度（DOD, depth of discharge）** 以及环境条件。对于任何应用场景，最大化放电深度可以最小化所需的储能容量配置。因此，** 循环调度（cycling schedule）** 是储能设计中自由度最高的变量。
对于工商业及户用场景，每日 1-2 次充放电循环（对应全寿命周期 7300-22000 次循环），即可满足光伏电力转移与夜间低价电网电存储的需求。若提高可容忍的 ** 功率尖峰（power spikes）** 幅度 / 比例，无需储能系统介入平抑，也可降低系统的全寿命周期循环次数要求。设计用于平抑单次充放电循环中幅度超过光伏 ** 额定功率（nameplate power）**10% 的功率尖峰的储能系统，其全寿命周期循环次数可能远超 10 万次，在多云地区尤为明显。
3.3.4 Sizing 容量配置
调频（Frequency regulation）与 黑启动（black start）场景下的电池储能系统（BESS）电网应用，需根据变流器容量（power converter capacity） （单位：MW）进行配置设计。而新能源消纳（renewable integration）、削峰填谷（peak shaving and load leveling）、微电网（microgrids）等其他电网应用，则需根据储能容量（power storage capacity）（单位：MWh）进行配置设计。
3.4 Operation and Maintenance 运行与维护
为降低发电量损失（loss of energy yield） 、财产损坏、安全隐患及供电中断风险，储能设施需开展及时的运维管理（operation and maintenance, O&M）（详见表 3.3）
BESS 运维包含 ** 预防性运维（preventive maintenance）与 corrective maintenance（ corrective maintenance， corrective maintenance）** 两类，旨在最大化系统出力并保障不间断运行。
3.5 Use Cases 典型应用场景
3.5.1 Frequency Regulation 调频服务
调频（Frequency regulation）是通过对功率进行秒级持续调整，将系统频率维持在额定值（nominal value，50Hz 或 60Hz）** 以保障电网稳定的控制服务（见图 3.2）
当用电需求超过供电能力时，系统频率会下降，可能引发电压暂降（brownouts）或大面积停电（blackouts） 若电厂发电量超过用户用电需求，系统频率会上升，可能损坏所有并网用电设备。电池储能系统（BESS）可提供 ** 亚秒级响应（sub-second response times）** 的调频功率支撑（见图 3.3）
这一特性使其成为电网 ** 功率平衡（grid-balancing）** 场景下极具价值的资源。
电池储能系统（BESS）作为参与调频的资产池组成部分，必须将电池荷电状态（SOC） 、额定功率 / 有效功率、系统频率等实时数据（real-time data）传输给输电系统运营商（TSO）。
3.5.2 Renewable Energy Integration 可再生能源消纳
未来电力系统将高度依赖可再生能源（RESs, Renewable Energy Sources） ，例如风电与光伏。然而，光伏与风电的 ** 波动性（variability）与 间歇性（intermittence）给安全可靠的并网（grid integration）** 带来了挑战。
若电网运营商未充分进行 ** 电网扩容（network reinforcement）** 以满足全部并网需求，可能会受到处罚。在 2013 年的早期案例中，夏威夷电力公司因电网容量不足，被迫暂停发放分布式光伏的并网许可（interconnection permits）
配电网运营商（DSOs, Distribution System Operators）可能面临系统稳定性问题，为避免 过电压（over-voltage）状况，不得不对可再生能源进行 弃电（curtailment）输电系统运营商（TSOs, Transmission System Operators）可能被迫保留更多旋转备用（spinning reserve），以应对较大的预测误差。
电网扩容与弃电成本最终会通过 ** 电价（tariffs）** 上涨的形式转嫁给终端用户。
储能系统可为电力系统提供灵活性（flexibility），对提升可再生能源的安全可靠并网规模至关重要：
通过存储过剩功率（surplus power），可在不扩容现有电网容量的前提下，接入更多可再生能源项目。
对可再生能源 ** 出力（renewable in-feed）进行 平抑（smoothing）可降低预测误差，从而减少对旋转备用（spinning reserve）** 的需求。过剩功率可存储在用户侧，而非直接馈入电网。
更高的电网容量利用率可降低用户负担，因为弃电（curtailment）减少、电网扩容需求也降至最低。
对于光伏发电（solar photovoltaic generation），其整体出力预测较为准确，出力峰值清晰可辨。但在云层遮挡情况下，光伏出力会出现分钟级大幅波动（volatile in-feed）（见图 3.4、3.5）
风力发电（Wind-power generation）** 的出力预测比光伏发电更具挑战性。其出力可在数分钟内发生大幅波动（见图 3.6）。当风速超过 25 米 / 秒时，风力发电机组通常会停机，可能导致发电量大幅下降。
风电并网面临的主要挑战是出力间歇性（power intermittence） 、** 爬坡率（ramp rate）** 和风电场出力受限。BESS 可通过降低预测误差、提升输电容量利用率，优化风电的 ** 调度（wind-energy dispatch）** 水平。BESS 还可被系统运营商用于提供辅助服务（ancillary services），缓解风电对电网侧造成的波动性与不确定性影响。
3.5.3 Peak Shaving and Load Leveling 削峰填谷与负荷平抑
削峰（Peak shaving）：在电网容量紧张时段降低用电需求的技术称为削峰（见图 3.7）
削峰可延缓电网扩容或强化投资。削峰还可帮助电网公司无需启动昂贵的 ** 调峰机组（peaking generators）** 即可满足负荷需求。从长期来看，削峰可延缓新建发电厂的投资。安装 ** 分布式电源（on-site power generation）** 的用户可通过享受电价优惠或容量补偿（如英国），分享削峰带来的成本节约收益。用电尖峰通常出现在下午时段：
在韩国：每年 7-8 月的下午 3 点至晚上 8 点，是空调及其他非工业用电的尖峰时段。
在英国：每年 11 月至次年 2 月的下午 5 点至晚上 6 点 30 分，是采暖用电的尖峰时段。
削峰机组（Peak-shaving generators）** 配备专用设备监控电网状态，并可快速启动。这类设备还具备备用电源功能，可在轮流限电或电网停电时提供电力支持（见图 3.7）。
负荷平抑（Load leveling）：负荷平抑指将用电需求从高峰时段转移至低谷时段的过程（见图 3.8）
负荷平抑可通过实施 ** 分时电价（time-of-use tariffs）** 实现，通过价格激励引导用户将用电转移至电价较低的时段。用户侧储能（Behind-the-meter energy storage）** 可在不改变用户用电曲线的前提下，为电网实现负荷平抑。
削峰（Peak shaving）与 负荷平抑（load leveling）属于需求侧管理（demand-side management, DSM）** 的应用场景，可为用户、电力供应商乃至房地产开发商带来收益。
能源用户可通过多种方式受益，其中之一便是降低高峰时段的电网购电量。
可节省用电成本：电池在夜间电价低谷时充电，白天用电高峰时放电供电。
可满足高峰时段用电管控要求，例如韩国知识经济部规定企业用户高峰用电量需降低 10%。
可减少超合同容量用电，从而降低超用罚款。
可满足二氧化碳减排法规要求。
可通过 UPS 功能避免停电。
能源供应商可通过应急节电配套机制，减少尖峰电源装机投资。房地产开发商在投标涉及二氧化碳减排与节电要求的项目时，可借此获得竞争优势。
3.6 Microgrids 微电网应用
微电网（见图 3.15）可被视为小型电力网络，既能独立运行，也可与大电网并网运行。与外部电网连接的微电网，其定义为：在明确的电气边界内，由互联负荷与分布式能源组成、可作为单一可控单元运行的系统。
传统上，微电网多用于工业场景，为关键负荷提升电能质量，或实现热电联产。近年来，以可再生能源（RESs）为电源的微电网，越来越多地被用于偏远社区供电。然而，基于逆变器的可再生能源存在一个短板 ------ 缺乏惯性响应能力，而这正是传统同步发电机组应对系统频率突变的机械性支撑能力。采用逆变器型可再生能源的社区微电网，是迈向能源安全与可持续发展的重要一步。
储能系统可为微电网带来诸多收益：
提供调频、调压等微电网运行必需的辅助服务；
提升分布式能源与可再生能源的消纳能力；
在低谷时段存储能量，高峰时段放电供电（削峰填谷）；
支撑电网现代化升级；
集成多种智能电网技术；
通过保障关键负荷供电、控制本地电能质量与供电可靠性，满足终端用户需求；
通过需求侧管理（DSM）促进用户参与；
图 3.9 展示了韩国济州岛的典型微电网示范项目。
4 Challenges and Risks 挑战与风险
4.1 General Challenges 通用挑战
4.1.1 Cost Reduction 成本降低
尽管影响储能（ESS）市场增长的因素众多，但电池价格对 BESS 项目的经济性有着决定性影响。近年来，BESS 用电池价格已大幅下降，锂离子二次电池价格从 2010 年的 1000 美元 /kWh 降至 2016 年的 227 美元 /kWh，其他类型电池价格预计到 2030 年将再下降 50%-60%（见图 4.1）
根据储能系统建设成本的构成，电池电芯占 35%；BMS、变流器（PCS）等电力设备占 35%；配电与通信设施的施工成本占 30%。由于电池成本占比高，当前的价格下跌为 BESS 的大规模推广创造了条件。
未来电池价格预计将继续下降，通过自主技术突破、研发（R&D）投入与产能扩张，将进一步实现规模效应，降低成本。
4.1.2 Deployment 项目落地部署
储能系统（ESS）的应用场景可分为三类：作为电源资源、配合输配电网络 / 可再生能源并网，或作为需求侧资源。
作为电源资源使用：指将储能系统作为供电资源，承担传统发电机组的角色。在此场景下，储能可用于电力交易（如差价合约）和供电容量支撑。
配合输配电（T&D）网络使用：与作为电源资源不同，接入输配电网的储能主要用于支撑输配电设施，缓解配电问题，而非长期持续供电。但和电源资源场景类似，它同样通过充放电能力，在需要的时刻存储或释放电力。
配合可再生能源使用：可再生能源（RESs）发电受自然条件影响极大，导致出力和发电时段存在波动性与间歇性。光伏、风电实际出力与预测值偏差过大时，会威胁电力系统的稳定性。储能系统（ESS）可在负荷或预测误差较低时存储电力，在负荷或预测误差较高时释放电力，从而稳定供电。
作为用户侧资源（面向用户）使用：用户侧储能的功能与上述场景类似，核心区别仅在于受益主体不同。用户侧储能可降低用电成本，并通过提供备用电源，提升电能质量、供电服务水平与可靠性。
4.1.3 Incentive Program 激励政策
储能系统（ESS）可平衡电力供需，保障供电稳定。全球已开展多项以储能为核心的示范项目与商业应用，目标包括减少温室气体排放、支撑老旧电力设施运行等。
储能市场仍处于早期阶段，但正快速增长，主要集中在澳大利亚、欧洲、日本和美国。驱动增长的关键因素包括电池价格下降、电力系统稳定性提升需求、可再生能源并网需求与储能政策支持。随着电网老化导致输配电成本上升，这些因素也将推动电网侧辅助服务的储能需求增长。
当前储能系统成本仍较高，由于初始投资和后续电池更换成本高昂，私营部门在缺乏明确商业模式的情况下，难以大规模投资。不过，部分国家通过提供储能安装补贴、税收减免等政策，推动储能技术的全球推广；部分政府还通过补贴降低用户初始安装成本，鼓励私营部门参与市场。
4.1.4 United Nations Framework Convention on Climate Change4 《联合国气候变化框架公约》
在各国补贴政策方面，德国通过储能安装补贴，承担光伏发电配套储能系统 30% 的安装成本。德国政府的支持规模持续扩大，从 2013 年的 2500 万欧元，提升至 2016-2018 年的每年 3000 万欧元，6 年间累计投入约 1.5 亿欧元。
日本截至 2015 年提供了 310 亿日元补贴，目标是构建储能产业生态，力争到 2020 年占据全球 50% 的市场份额；美国推动各州电力市场运营商制定储能相关商业模式；韩国则通过扩大 "加权值" 政策适用范围，支持光伏 5.0 等可再生能源配套储能的市场渗透，政策有效期至 2019 年。
《巴黎协定》是联合国气候变化框架公约（UNFCCC）于 2015 年通过的新型气候治理框架，将自 2020 年起主导全球气候行动，取代将于 2020 年到期的《京都议定书》。该协定认可各国已提交的国家自主贡献（INDCs），并要求各国自 2020 年起每 5 年提交一次更高的减排目标。
发达国家承诺自 2020 年起，每年提供至少 1000 亿美元（约 118 万亿韩元）资金支持，帮助发展中国家应对气候变化。与仅对发达国家设定减排义务的《京都议定书》不同，《巴黎协定》首次要求所有 195 个缔约方共同履约。
为履行温室气体减排承诺，各国可在电力领域推广可再生能源，并通过大规模应用储能设备提升能源效率，以平抑波动性可再生能源的出力波动。
亚洲开发银行（ADB）发行 7 年期绿色债券，募资 6 亿美元用于支持气候减缓和适应项目。2017 年 7 月，亚行通过《2017-2030 年气候变化业务框架》，强化对成员国履行《巴黎协定》《可持续发展目标》及《仙台减少灾害风险框架（2015-2030）》承诺的支持，包括各国的温室气体减排 INDC 承诺。
亚洲开发银行（ADB）2017 年气候减缓和适应项目融资额达到创纪录的 45 亿美元，同比增长 21%，已具备实现 2020 年每年 60 亿美元气候融资目标的能力。其中，40 亿美元将用于减缓项目，重点支持可再生能源、能效提升、可持续交通和智慧城市建设；20 亿美元将用于适应项目，支持韧性基础设施、气候智慧型农业及气候灾害应对能力建设。
4.2 General Risks 通用风险
4.2.1 Poorly Defined and Categorized Systems 系统定义与分类不清晰
储能系统（ESS）技术正在全球范围内得到积极开发与示范应用。可再生能源（RESs）在电力系统中的并网比例不断提升，为储能行业带来了巨大推动力。随着行业规模扩张，术语的定义与标准化工作正变得愈发重要。
不同国家和应用领域对储能系统使用不同术语（如 "ESS""EES""BESS"）。日本在电气设备技术标准与指南中使用 "电气存储系统"，指代存储电能的机电设备；美国在《国家电气规范（NEC）》中定义的等效术语为 "可充电储能系统"；韩国电气设备技术标准中虽使用 "电气存储系统"，但其采纳的国际电工委员会（IEC）标准中采用的术语是 "电能存储系统"。IEC 标准规定了设备参数、测试方法，并涵盖规划、安装、安全与环境等相关问题。
通过制定标准统一模糊、不明确的术语，将改善各国及机构间的技术交流效率。
4.2.2 Unbundling of Operation and Network Development Activities 运营与电网发展业务分离
拆分规则限制了电网运营商（输电系统运营商 TSOs 和配电系统运营商 DSOs）从事电网运营以外业务的能力，尤其限制其参与发电资产的运营管理。目前，拆分规则对电能存储系统（EES）的适用性尚不明确，取决于储能的定义与分类方式。在欧洲，这一问题需由欧盟层面统一制定规则，以确保各成员国执行标准一致。在规则澄清前，监管不确定性将持续存在。若将 EES 归类为发电资产，电网运营商将更难直接控制储能项目。
- Unbundling rules（拆分规则）：电力市场改革的核心监管政策，要求电网运营业务（输配电）与发电、售电等竞争性业务分离，防止垄断企业滥用市场地位。
- TSOs (Transmission System Operators，输电系统运营商)：负责高压输电网络运营的机构，如欧洲各国的国家输电公司。
- DSOs (Distribution System Operators，配电系统运营商)：负责中低压配电网络运营的机构，直接面向终端用户供电。
- EES (Electrical Energy Storage，电能存储系统)：与 ESS 同义，此处特指参与电力市场的储能设施。
目前，业界对储能是否适用拆分规则存在不同观点。一方面，电网运营商是储能项目开发的重要利益相关方，且储能可高效解决电网平衡问题，因此有观点认为监管框架应允许其参与储能业务；另一方面，必须建立适当的监管保障措施，避免电网运营商利用垄断地位扭曲市场竞争。
4.2.3 Grid Tariff Applications and Licensing Issues 电网电价申请与许可问题
储能系统（ESS）通过锂离子电池存储电能，并在需要时释放。由于在扩大可再生能源利用和提升电力行业效率方面效果显著，储能系统可广泛应用于电力系统侧（供应方）和用户侧（消费方）。受气候条件影响，可再生能源发电具有波动性，易导致出力集中（如白天光伏大发）的问题；而储能系统的电力存储与管理能力，可大幅缓解波动性出力与输出集中的矛盾。同时，储能可根据需求调节输出，降低各时段的用电偏差（尖峰负荷压力），从而减少弃电、设备闲置等效率问题。因此，电力系统可利用储能进行调频、稳定可再生能源出力；用户则可通过削峰填谷降低电费，或根据政策出售富余电力。
在储能大国韩国，为推动储能普及、提升可再生能源与电力行业效率，政府出台政策保障私营部门安装运营储能（用于削峰或风光配套）可获得稳定收益。发电收益由售电收益和可再生能源证书（REC）收益组成：风光项目配套储能后，即使发电量不变，REC 收益也可提升至原来的 4.5-5 倍，因此吸引了大量小规模投资，尤其对政策支持力度更高的光伏 + 储能组合需求持续增长。削峰的核心逻辑是价差交易------ 利用不同时段的电价差套利，即使日间总用电量不变，尖峰负荷下降也能降低基本电费和平均用电成本。受益于 2020 年前实施的储能专项优惠，工业用户安装 1MWh 储能每年可直接节省约 1 亿韩元电费；未来若工业电价上调，高耗能企业的削峰储能需求预计将进一步增长。
4.2.4 Battery Safety 电池安全
在二次电池中，锂离子二次电池是移动电子设备普及时代的核心电源。随着其应用扩展至电动汽车（BEVs）和储能系统（ESSs）等工业领域，业界正积极研发安全保障措施，以降低因锂电池高能量密度特性导致的热失控和起火事故风险。
锂电池在封闭空间内同时包含氧化剂（负极）和燃料（正极），因此在过充、过放、过流或短路等故障情况下，存在起火爆炸风险（见图 4.2）。为保障电池安全，电芯、模组、电池包及终端产品各层级都必须进行安全设计；任何一个层级的安全失效，都可能迅速引发更高级别的严重事故。目前尚无单一标准或参数可全面评估电池安全性，电池保护电路可通过降低事故发生概率或减轻事故严重程度来提升系统安全性。
电芯、模组和电池系统中集成了多种保护装置，用于预防异常、降低事故风险。电流中断装置（CID）、正温度系数（PTC）热敏电阻、限流熔断器、二极管、电池管理系统（BMS）等，可控制热失控和气体析出的发生与强度。同时，为减轻事故后果，消防抑制系统的需求正受到越来越多的关注。
然而，目前储能防火系统的设计尚无统一标准或测试规范。在美国，相关系统的测试仍处于起步阶段，非营利机构美国国家消防协会（NFPA）下属的消防研究基金会，正在开展针对锂电池的消防抑制研究，包括风险管理和喷淋系统设计等内容。
4.3 Challenges of Reducing Carbon Emissions 碳减排挑战
以爱尔兰电力系统为例，高风电渗透率电力系统中电力储能系统对二氧化碳排放的影响可作为研究范例。基于 2008-2012 年各大型发电机组的实际调度数据，估算得到边际排放因子为 0.547 千克二氧化碳 / 千瓦时（McKenna、Barton 与 Thomson，2017）。选取特定储能运行场景，估算储能排放因子，即每单位储能电能使用对应的碳排放影响。该数值显著高于同期估算的平均排放因子（0.489 千克二氧化碳 / 千瓦时），这表明若错误使用较低的平均排放因子，可能会低估需求侧干预措施的碳排放影响。
为评估爱尔兰电力系统中电力储能的短期使用阶段环境影响，根据不同储能运行场景对边际排放数据进行筛选，以估算储能充电与放电过程的边际排放因子。将上述充放电边际排放因子与储能循环效率结合，即可估算得到 "储能排放因子"，即储能系统每单位输出能量对应的碳排放影响。
表 4.1 列出了各类储能应用场景及其排放决定因素
4.4 Battery Recycling and Reuse Risks 电池回收与梯次利用风险
欧盟《废物框架指令》2008/98/EC 第 3.13 条将电池再利用（图 4.3）定义为：为电池原始设计用途而再次使用电池的任何操作。可以认为，作为系统部件的电池，其任何形式的再利用都必须在原始应用场景中进行，才能保障所有技术性能与安全特性。欧盟《报废车辆指令》2000/53/EC 第 2.6 条也对此进行了说明，该条款将再利用定义为：将报废车辆的部件用于其最初设计用途的任何操作。
电池回收的目的是减少被当作城市固体废物处置的电池数量。无论是出于环境保护，还是资源节约与经济因素，电池回收都是废电池末端管理的最佳方式。电池回收厂需要根据电池的化学体系对电池进行分类。部分分类工作需在电池进入回收厂前完成。镍镉电池、镍氢电池、锂离子电池和铅酸电池需在收集点放入指定容器中。电池回收企业表示，如果能免费获得稳定供应的、按化学体系分类的电池，回收业务将具备盈利性。但电池的预处理与运输环节会增加额外成本。
4.4.1 Examples of Battery Reuse and Recycling 电池梯次利用与回收案例
通用汽车与 ABB 合作的退役电池电力储能系统项目。雪佛兰沃蓝达的退役电池正在为美国密歇根州通用汽车（GM）米尔福德试验场的新建企业数据中心提供电力保障。图 4.4 展示了一套由 5 块雪佛兰沃蓝达退役电池供电的微网备用系统，这是通用汽车与瑞士电力工程企业 ABB 合作的成果。
宝马与博世合作的退役电池电力储能系统项目。电动出行与电力储能是向替代能源转型的两大核心要素。该项目由德国跨国工程与电子企业博世、宝马集团与瑞典电力公司 Vattenfall 联合开展，通过将电动汽车退役电池互联，在汉堡建设大规模储能系统，推动两项技术的发展。该系统可在数秒内响应并输出电能，有助于维持电网稳定。
锂离子动力电池在电动汽车中的使用寿命末期，仍保有较高的储能容量。因此，这些退役电池仍具备极高的使用价值，可作为固定式缓冲储能装置高效运行多年（图 4.5）
该项目使三方合作方能够深入了解这类电池的潜在应用领域、老化特性与储能容量衰减规律。
项目中应用了博世的管理算法，以保障电池系统实现最长的使用寿命与最优性能表现，并获得其他附加收益（图 4.6）
在该模式中，电池包出租给车主使用，而电池的实际所有权仍归制造商所有。当这些电池包达到使用寿命终点时，车企将以远低于新电池的成本为用户更换全新电池包。英国 Connected Energy 公司生产的两套新型储能装置采用了雷诺电动汽车退役电池，近期已在比利时与德国的高速公路快充站完成安装。
雷诺与总部位于伦敦的家用储能系统制造商 Powervault 宣布建立合作关系，推动雷诺电动汽车退役电池用于家用储能装置，此举可使 Powervault 智能电池装置的成本降低 30%（图 4.7）
双方合作以在英国 50 户光伏住宅中安装储能装置并开展为期一年的试点项目正式启动。
4.4.2 Reuse of Electric Vehicle Batteries for Energy Storage 电动汽车电池在储能中的梯次利用
电池的寿命终点（EOL）通常定义为剩余容量降至初始容量的 80% 左右。然而，即使容量仅剩余 80%，该电池仍可在储能系统（ESS）中继续使用 5-10 年（图 4.9 与 4.10）
4.4.3 Recycling Process 回收流程
电池回收流程首先通过燃气式热氧化装置去除塑料绝缘层等可燃材料。热氧化装置产生的废气被送入工厂的洗涤塔，经中和处理去除污染物。该工序完成后得到洁净的裸电芯，其中含有有价金属组分。随后将电芯切碎为小块并加热，直至其中的金属组分熔融。
非金属物质被烧除后，顶部会形成黑色炉渣，由除渣机构去除。不同合金组分根据密度差异沉降，如同从生牛奶中撇取奶油一样被依次分离。目前锂离子电池主要通过热解（热处理）工艺进行回收，以金属组分为主要回收目标。锌碳电池、锌空电池及碱性锰电池可通过熔炼等火法冶金工艺回收金属组分（尤其是锌）。
该工艺方法通常为物理预处理后，通过湿法冶金工艺进行提纯与分离。湿法冶金工艺首先将废旧锂离子电池中的金属组分溶解，再从浸出液中选择性分离目标金属，经提纯后得到所需有价金属。通过湿法冶金工艺中常用的破碎与切碎预处理工序，可实现物料的有效解离。因此，大多数回收工厂采用湿法冶金与机械处理相结合的工艺路线（图 4.11）
化学处理工艺（湿法工艺）。图 4.12 展示了应用于锂电池的化学回收工艺及其产出材料。
正极活性材料的物理分离与提纯。放电后的锂离子电池在惰性干燥气氛中进行机械破碎与切碎处理。该处理方式可降低电池接触氧气时发生内部短路的风险，同时避免材料接触水蒸气导致电解液水解。
塑料包装材料被分离出来进行回收，而电极与电解液则进入后续工艺处理（图 4.13）
5 Policy Recommendations 政策建议
大规模与小规模电池储能系统的商业落地，均需要配套的支持性能源政策。
5.1 Frequency Regulation 调频服务相关政策
调频责任几乎总是由同步控制区的输电系统运营商（TSO）承担。电池储能系统（BESS）已被证实具备提供调频服务的技术能力。实际上，BESS 的响应时间（亚秒级）远快于传统发电厂（通常为 3-5 秒）。因此，能源政策应体现包括 BESS 在内的各类资产在调频服务中的技术特性。
政策建议。针对调频服务的政策建议如下：
更新电网规范，允许各类电源、负荷与储能配置参与调频服务。
建立能够充分利用电池快速响应特性的市场机制。例如，英国国家电网（ESO）推出了增强型频率响应（EFR）服务，该服务要求更快的爬坡率与响应时间，以体现 BESS 在调频中的优势能力。在德国，监管机构放宽了投标标准，以提升 BESS 及其他类型资产在现有辅助服务市场中的参与度。
通过降低最小投标容量（MW）与可用能量规模（MWh），使 BESS 运营商、"产消者"（兼具生产者与消费者身份）等小型主体能够参与提供辅助服务。例如，德国监管机构已将二次备用容量的采购周期从周度调整为日度交付。
5.2 Renewable Integration 可再生能源消纳相关政策
5.2.1 Distribution Grids 配电网
可再生能源并网面临的主要挑战是电网投资的成本回收问题。在大多数国家，监管框架激励电网运营商按照峰值容量规划电网规模。在部分保障可再生能源并网权的国家，因电网容量不足导致的弃风弃光问题，会使电网运营商面临罚款与处罚。然而，电网投资的成本回收，即便不是全部，也主要通过向用户收取系统使用费来实现。因此，与可再生能源并网相关的电网扩容成本负担最终由用户承担。
- RES (Renewable Energy Sources, 可再生能源)：此处指风电、光伏等间歇性电源，其并网带来的电网扩容成本会通过电价传导给终端用户。
电池储能系统（BESS）可解决的另一项重大挑战是配电网的电能质量治理问题。传统上，变电站馈线电压会被维持在电压容差上限附近，以确保电力传输过程中，沿线用户都能获得足够的电压降裕度。然而，随着产消者的兴起，电网运营商必须警惕在光伏发电高峰时段或周末（光伏发电量超过用户用电量时）出现的电压升高问题。
电池储能系统（BESS）可优化配电网运行：
网络阻塞。在可再生能源发电高峰时段网络容量受限的区域，BESS 可存储过剩电能，并在发电量降低时向电网释放。
电能质量。BESS 可吸收过剩的可再生能源出力，将电压维持在电网规范规定的上限以下。BESS 可采用并网侧或用户侧（表后）两种安装方式。
5.2.2 Transmission Grids 输电网
对于输电系统运营商而言，可再生能源并网带来的核心关切是发电出力的波动性与间歇性影响。
由此引发的各类问题（如下所述）均可通过电池储能系统（BESS）解决：
预测误差。由于可再生能源的波动性，出力预测总会存在一定误差。为降低可再生能源实际出力与预测值大幅偏离带来的风险，输电系统运营商被迫增加运行备用容量。在这种情况下，BESS 可通过平滑并网电能出力来降低预测误差，减少电网对备用容量的依赖。
网络阻塞。高比例的可再生能源发电有时会引发网络阻塞。受网络约束限制，输电系统运营商被迫进行再调度，即改变部分发电机组的出力水平，打破机组组合算法的最优成本调度结果。另一种解决方式是弃风弃光，削减可再生能源发电出力。这两种方式带来的额外成本负担最终都由用户承担。在这种情况下，BESS 可在网络阻塞时段存储电能，从而减少弃风弃光或机组再调度的需求。
晚高峰时段爬坡需求增加。为应对爬坡需求的提升，BESS 可在可再生能源高出力时段（如光伏发电高峰）存储电能，并在低出力时段（如傍晚，光伏发电下降而晚高峰负荷上升时）向电网释放电能。
政策建议。以下建议旨在解决电网输电环节的相关问题：
建立监管框架，鼓励使用储能系统（ESS）延缓电网扩容，并降低用户的相关成本负担。储能系统的成本应由可再生能源（RES）资产所有者承担。
当公用事业级并网可再生能源（RES）电站的实际出力与预测值偏差过大时，应对其所有者施加严厉处罚。该措施将激励可再生能源电站所有者安装储能系统以降低预测误差。
要求在存在电压抬升问题的区域，配电网侧并网的可再生能源电站与产消者安装电池储能系统（BESS）以提高自发自用率，或在收到通知前暂缓向电网供电，否则将面临无追索权的出力削减。
通过容量市场或其他市场机制激励储能系统，在晚高峰爬坡时段替代成本高昂的调峰机组。
5.3 Peak Shaving and Load Leveling 削峰填谷与负荷平抑
应要求电网运营商识别适合采用储能系统进行削峰填谷、替代传统电网扩容的站点。这些项目应向储能开发商公开招标，以确保为用户提供低成本解决方案。
5.4 Microgrids 微电网
以可再生能源为主要电源的微电网，通常配备柴油发电机组（genset）来提供备用电力和辅助服务。在这类场景中，应鼓励使用储能系统替代柴油发电机组，提供备用电力和辅助服务。
Appendixes附录
A Sample Financial and Economic Analysis 财务与经济分析示例
注：计算经济内部收益率（EIRR）时：
将增强型频率响应（EFR）收益替换为经济收益（包括增量收益与非增量收益）。
- Economic internal rate of return (经济内部收益率，EIRR)：衡量项目经济可行性的核心指标，指项目净现值（NPV）为零时的折现率，反映项目的真实回报率。
- EFR earnings（增强型频率响应收益）：储能系统参与英国电网增强型频率响应服务获得的收益，此处需扩展为全口径经济收益。
- Incremental and non-incremental benefit（增量与非增量收益）：增量收益指储能项目带来的额外收益（如削峰填谷、辅助服务），非增量收益指项目整体运营带来的基础收益（如电费节省）。
净现值（NPV）计算采用 9% 的折现率。
为便于对比，各类资源均按 100 兆瓦等效储能容量进行测算。在光伏 + 储能场景中，设定如下假设：100 兆瓦（MW）/3 小时锂离子电池储能系统，配套 50 兆瓦光伏系统，项目运营周期为 20 年。
储能技术成本假设基于设备供应商与公开信息来源（明尼苏达大学能源转型实验室、Strategen 咨询公司、Vibrant Clean Energy 2017）的预测数据确定。
基于上述信息，2018 年投运的 100 兆瓦 / 4 小时锂离子电池储能系统的单位装机成本假设为约 1600 美元 / 千瓦，该成本为全口径成本，包括储能介质、变流系统（PCS）、工程采购与施工（EPC）、设备更换及其他持续性 recurring 成本。
下表显示，预计到 2023 年，储能系统的单位装机成本将降至 1200 美元 / 千瓦。同时，固定运维成本（O&M）和循环效率也将随时间推移得到改善
在光伏 + 储能项目中，调度策略经过优化，以确保 75% 的充电电能来自符合要求的可再生能源。该比例（75%）被应用于项目储能设备成本中，与直接由可再生能源（光伏）充电的输出电能占比相对应的部分。对于 2023 年投运的项目，适用的 22%（补贴 / 税收优惠比例）是基于项目于 2021 年 12 月 31 日前开工建设的假设。
B Case Study of a Wind Power plus Energy Storage System Project in the Republic of Korea韩国风电 + 储能系统项目案例研究
C Modeling and Simulation Tools for Analysis of Battery Energy Storage System Projects 电池储能系统项目分析的建模与仿真工具
D Battery Energy Storage System Implementation Examples 电池储能系统实施案例
E Battery Chemistry 电池化学体系
F Comparison of Technical Characteristics of Energy Storage System Applications 储能系统应用技术特性对比
G Summary of Grid Storage Technology Comparison Metrics 电网储能技术对比指标汇总
下载网站：adb.org/sites/default/files/publication/479891/handbook-battery-energy-storage-system.pdf
