双碳目标驱动下，新型电力系统中的新能源发电比例在不断增长，对以火电为主的传统电力系统稳定性、灵活性调节等造成了较大的影响。
对此，国家电网中国电力科学研究院首席技术专家惠东阐述了新型储能装备、应用、调节成本上的问题以及关于“储能在新型电力中的三大挑战思考”。
新型储能装备、应用、调节成本上的问题思考：
第一，以锂电储能为主的实际运行寿命和实验室的对单体测试进行寿命之问有巨大差别
第二，在没有电价预期和保障性市场不是特别充分的时候，新能源场站配置利用小时数未达预期。现在相当多的新能源配置的储能电站，一年利用小时数不足400小时。
第三，作为灵活性资源来说，现在新型储能装备的调节成本，还用远高于灵活性改造的火电机组。现在灵活性改造的火电机组调节一度电的成本大概是0.05~0.12元，抽水蓄能调节一度电的成本大概是0.25~0.4元。以新型储能中问目前表现最好的电化学储能来说，目前其度电调节成本达到0.5~0.6元，几乎是火电调节资本的5到6倍，甚至更高。
储能在新型电力中的三大挑战：
挑战一：电力电量平衡问题凤光出力的强随机性、波动性、用电负荷的日益尖峰化以及极端气候影响等都给电力电量平衡带来了巨大的挑战，源、荷实时平衡模式难以维持。如何在更大的时间尺度和空间范围内，确保可靠的电力供应和灵活高效的高比例新能源消纳，是必须解决的核心问题之一。
挑战二：电网承载力
在现有的技术条件和发展模式下，新能源机组的弱支撑特性导致系统的惯量、短路容量、调频调压能力等关键支撑调节能力无法随着系统规模的扩大而继续自然增长，受系统安全性制约，电力系统的电源承载规摸存在饱和效应。总体上看，在现有技术条件下，受系统安全稳定制约。新能源功率渗透率(新能源出力/系统负荷）一般不直超过50%。
挑战三：能源电力深度脱碳
双碳目标下，我国能源系统低碳转型路径复杂，技术依赖度较高；且须主要依靠自身完成深度脱碳。高比例新能源的消纳高度依赖电网灵活性资源，但现有技木条件下，可利用灵活性资源规模有限，而且还有保障系统供电的压力，因此未来亟需突破火电CCUS、储能、需求侧响应等关键技术，进一步提升新能源接入和消纳规模，推进非化石能源替代，促进能源电力系统深度脱碳。此外，高比例新能源接入下，电网弃风、弃光率将会显著上升，有必要应用新能源电制氢技术开辟新的新能源非电消纳途径，进一步提高一次能源消费中的非化石能源消费占比，降低电网消纳途径的压力，提升能源系统整体效率。
