电力系统需要满足不同时间尺度需求的储能技术，可大致分为功率型（秒～分钟级）、能量型（1～2h）和容量型（>4h）。在调频方面，电化学储能功率调节范围大、响应速度快，调频性能最优，在启动速度上，电化学(秒级)>物理储能（分钟级）>燃气发电（简单循环15～30min，联合循环1～2h）>燃煤发电（冷态启动7～10h，热态启动1.5～2h）。在容量型储能技术方面，目前来看，抽水蓄能、（全矾）液流电池和压缩空气储能，以及带储热（100%负荷配置）的光热发电，能够解决新能源日内稳定出力的调节需求（需至少具备6～8h时长的储能）。
在多日、周、季等更长时间尺度下，氢能（新能源直接电解水制氢）是一种长周期化学储能方式，在终端能源中作为电的重要补充（预测2050年前后氢能占终端能源消费的10%左右），可有效提高能源供应安全水平，适用于分布式热电联供、交通、冶金等多种场景，但是若再大规模集中地转为电则仍需解决很多技术经济性问题，而兼具常规水轮发电机组和抽蓄机组的混合式水力发电也可实现长周期储能，化石能源（煤、天然气）本身就是一种可长时间存储的一次能源，但是火电机组的冷/热备用状态对启动时间、响应速度有较大影响，未来新型电力系统的负荷备用、旋转备用、停机事故备用容量大小及方式选择有待深入研究。
三、主要应对举措
构建以新能源为主体的新型电力系统是一项系统工程，需要源-网-荷-储全环节共同发力，依靠创新驱动发展，加快颠覆性技术突破，完善新型储能价格形成机制及电价政策，加强电力市场建设。
一是优化电力流总体格局，协同“资源优化配置”与“负荷优化配置”，优化产业布局，将部分负荷由中东部向西南、“三北”地区布局，如“东数西算”工程，实现负荷需求与资源分布相适应；
二是统筹资源，推进风光水火储多能互补，实现互补系统运行控制和调度的一体化，研究应用新能源高精度功率预测、主动支撑、虚拟同步机等友好并网技术，提高新能源的出力稳定性和可调度性；
三是完善送受端网架，增强省间电力互济，提升电网资源优化配置能力，发展基于IGBT、SiC等新一代电力电子器件的柔性交直流输电技术，使电网更能适应新能源的出力特性，优化调度，提升电网对“源-网-荷-储”的协同调度能力，提高系统消纳能力和平衡能力；
四是提升源-网-荷灵活调节能力，如新建抽蓄、调峰气电、煤电灵活性改造（深度调峰及快速启停）、需求侧响应、储能等；探索V2G（Vehicle to grid）、V2H（Vehicle to home）、V2L（Vehicle to load）等应用场景（按带60千瓦时算，可供家庭一周左右紧急用电）；
五是突破颠覆性技术创新，加快新型储能技术规模化商业化应用，建立新型储能价格形成机制，推动氢制储运用环节和燃料电池核心材料、关键零部件及装备、系统研发示范；
六是实施数字化转型升级，促进微电网、虚拟电厂等新形态发展，利用先进数字化和电力电子技术，加快智能、主动、柔性交直流混合配电网的发展，提高新能源与负荷的“可观、可测、可控”水平，提高电网主动消纳能力；
七是加快完善辅助服务市场、建立容量市场，不同市场主体电能价值具有多样性，要通过完善电力市场予以体现和反映，发挥不同市场主体功能作用和积极性。
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