太阳能光伏(PV)发电正成为现代电力系统的主导能源，但其间歇性和昼夜波动性给电网可靠运行带来重大挑战。研究人员针对光伏主导型系统开展四种电化学储能技术的技术经济评估，包括压缩空气储能(CAES)、锂离子电池、氢储能和抽水蓄能水电(PSH)。所提出的框架强制要求零电网进口、全年8760小时100%负荷可靠性，并允许过剩光伏电能并网出口。研究人员开发基于优化的方法论，确定各储能场景下的光伏容量、储能规模及循环工况下的小时级充放电运行策略，采用可靠性指标、净现值成本(NPC)和平准化度电成本(LCOE)评估技术与经济性能。结果表明，所有储能配置均可通过光伏与储能的适当协调实现完全可靠性。在所研究技术中，PSH实现了最低LCOE（0.2245美元/千瓦时），其次是CAES（0.2300美元/千瓦时）、锂离子电池（0.2403美元/千瓦时）和氢储能（0.2925美元/千瓦时）。年过剩光伏出口量因储能技术不同介于约408吉瓦时至635吉瓦时之间。研究结果凸显了对光伏主导电力系统进行储能方案系统比较的重要性，证明了所提出的无进口、全可靠性框架在未来可再生能源规划中的有效性。
该研究发表于《Journal of Energy Chemistry》，针对全球能源转型背景下光伏主导型电网面临的稳定性挑战展开系统性探索。随着各国推进气候目标与电力系统脱碳，太阳能光伏(PV)凭借模块化设计、成本快速下降及资源潜力巨大等优势，已成为主流可再生能源。但在高辐照区域，光伏渗透率持续攀升甚至占据总发电量主导地位，其固有的昼夜波动性与天气驱动间歇性导致“鸭子曲线”等问题——正午时段发电过剩、日落后供应短缺，若无有效平衡机制，将引发可再生能源弃电、系统效率下降及频率失稳风险，威胁供电可靠性。现有研究多聚焦混合可再生能源系统（含风电、水电）或单一储能技术，且常依赖电网进口或辅助备用电源维持可靠性，针对严格零电网进口、100%负荷可靠性的纯光伏主导系统的储能选型对比仍存在空白。为此，研究人员构建了无进口、全可靠性、过剩光伏可出口的新型运行范式，对压缩空气储能(CAES)、锂离子电池、氢储能、抽水蓄能水电(PSH)四类技术开展统一框架下的技术经济评估，填补了光伏主导系统储能选型的针对性研究缺口。
为开展研究，研究人员采用结构化时序方法框架：首先采集并预处理全年8760小时太阳辐照度、环境温度及电力需求数据，同步整理四类储能技术的核心技术参数与经济参数；其次开发基于优化的建模方法，在零电网进口、全年无未供电(UEL=0千瓦时/年)的约束下，同步优化光伏阵列容量、储能系统规模及小时级充放电调度策略；最终以净现值成本(NPC)、平准化度电成本(LCOE)、未供电能量、弃光率、电网出口电量作为统一评估指标，实现不同储能方案的横向可比性。
研究结果部分，各场景均实现约束条件下的优化运行。场景1（PV+氢储能系统）中，研究人员通过优化光伏阵列、电解槽、储氢罐与燃料电池的容量配置，在满足全年每小时负荷需求的前提下，实现了过剩光伏电能的制氢存储与跨时段转换供电，验证了氢储能在长周期能量转移中的可行性。场景2（PV+PSH系统）结果显示，抽水蓄能水电凭借成熟的规模化存储能力与较低的单位能量成本，实现了所有方案中最低的平准化度电成本(LCOE=0.2245美元/千瓦时)，但受限于地理条件约束。场景3（PV+锂离子电池系统）中，锂离子电池通过高循环效率与快速响应特性，有效平抑了小时级光伏波动，但其LCOE(0.2403美元/千瓦时)高于PSH与CAES，反映短周期储能在长期运行中的成本局限性。场景4（PV+CAES系统）则展示了压缩空气储能作为长周期储能的竞争力，其LCOE(0.2300美元/千瓦时)仅次于PSH，且不受地理条件严格限制，具备灵活部署优势。四类系统的年过剩光伏出口量介于408~635吉瓦时，表明储能配置可同时实现供电可靠性与经济效益最大化。
讨论部分指出，该研究的核心创新在于将可靠性、经济性与运行策略纳入统一框架，突破了传统研究中拆分评估的局限。零电网进口的约束迫使储能系统承担全部平衡责任，更贴合高比例可再生能源系统的未来发展需求。研究明确，储能选型不能仅依赖单一成本或效率指标，需结合技术特性（如循环寿命、响应速度、存储时长）与系统运行需求（如小时级调频、季节性能量转移）综合判断。结论部分强调，所提出的“无进口/全可靠性/净出口”运行范式可为光伏主导电网的储能规划提供标准化评估工具，四类储能技术的差异化表现表明，未来需结合区域资源禀赋与电网需求构建多时间尺度储能组合，以实现技术可行性与经济最优性的统一，支撑全球电力系统深度脱碳目标的实现。
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