在个别省份，发电侧储能项目经济性差、成本疏导难、社会投资意愿低等问题凸显，提高发电侧储能的综合价值成为业内关注的焦点。

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在国内“风光”渗透率不断提升的背景下，预计到2025年，发电侧新型储能装机量将达22.4GW，较2022年增长3倍多，并在2030年进一步提升至75.1GW——中关村储能产业技术联盟和自然资源保护协会日前共同发布的《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（以下简称《研究》）做出预测。

近两年，国家多个顶层文件明确提出大力发展发电侧储能，各地也相继出台鼓励或强制新能源配储政策。但据记者了解，在个别省份，发电侧储能项目经济性差、成本疏导难、社会投资意愿低等问题凸显，提高发电侧储能的综合价值成为业内关注的焦点。

政策驱动爆发式增长

储能在“发、输、配、用”各环节都有所应用，按运营场景大体分为发电侧、电网侧和用户侧。除用于火电厂调频辅助服务外，还常用于稳定风电、光伏等发电设备，平滑新能源出力的功率波动性，减少弃光弃风。

中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，截至2022年底，发电侧新型储能累计装机规模超过6GW，同比增加137%。其中，新增投运规模超过3.5GW，同比增长248%。过去5年，发电侧新型储能累计装机复合增长率超过110%。过去10年，电源侧新型储能累计装机比例在21.2%-47.6%之间，其中2022年电源侧新型储能装机占比最高，达47.6%。发电侧储能技术分布上，锂离子电池占比98.7%，液流电池占比0.61%，铅酸电池占比0.42%，超级电容和飞轮占比均在0.1%以下。

上述《研究》指出，“十四五”期间，为确保年均新增1亿千瓦以上的新能源维持在合理的利用水平，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运基础上，还需新增火电灵活性改造1.2亿千瓦以上，建设 3000万千瓦-5000万千瓦新型储能。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬指出，我国发电侧储能现有应用以2h的能量型为主，而在短时间尺度（惯性支持、一次调频）和长时间尺度（中长期电压调节）少有实际应用。既有储能项目应用功能较单一，核心目标大多局限在1-2种，综合多种应用功能的储能系统较少。“2021年新增新型储能平均储能时长为2小时，随着新能源渗透率提高，电力系统对4小时以上的储能需求逐渐增加，储能时长将由当前的2小时增至2030年的3.2小时。”

配储经济性困境凸显

基于全国范围内峰谷差价持续拉大和时段优化，用户侧储能收益模式较为清晰。而发电侧、电网侧储能却面临投资成本高、回报周期长的盈利难题。

对业主而言，最关心的还是成本问题。“我们在内蒙古、安徽、江西、河北、新疆等地无市场化独立储能身份的新能源场站配储项目无收益模式，近一年收入几乎为零。”国内某能源企业高管坦言，“这些项目在建而不用情况比较普遍，导致部分电站利用系数低，增加了新能源建设成本，更谈不上收益。”

据记者了解，目前部分地区已出台配储参与电力市场以及配储转独立储能的政策，但电站运营相关方较多，运行模式、计量、偏差处理等问题颇为复杂，执行难度较大。

上述《研究》也指出，新能源配储无法获得市场收益且回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强；火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，但规模有限；新能源单独配储，成本由新能源场站单独承担，经济性最差。

提高循环次数，降低投资成本是储能电站盈利的关键，但往往在实际运营中不及预期。“厂家称电芯循环寿命可达6000—8000次，但实际使用寿命可能只有3000次。厂家电池循环寿命测试通常是在恒定环境温度(例如25℃)下进行，而现实应用中，天气、场景对储能系统实际使用寿命影响非常大。”上述能源企业高管强调，企业并不是追求技术最先进，而是要追求性能和价值的最大统一。

增加盈利能力是当务之急

清华大学教授夏清认为，市场机制是问题的根源。“以中长期为主、现货市场为辅的电力市场模式难以适应风光储高比例的发展，新能源的波动性只有到现货阶段才能准确预测。因此，随着新能源比例提高，需要逐步构建以现货市场交易为主、差价合约规避不确定性风险的电力市场体系。”

另外，储能规模化发展，更要加大调度应用，使其充分发挥价值。“水电大省具有明显的丰水期和枯水期，一般有外送需求，需重点关注氢能等跨季节储能或采用风光水互补方案；火电大省多为负荷中心，一般有多个特高压直流落点，对储能的需求主要是满足本地新能源消纳、调峰调频、紧急功率支撑等；新能源大省对储能的需求主要是满足新能源本地消纳和外送，解决系统多时间尺度有功功率不平衡。”岳芬进一步指出，利用两种或多种储能技术配合应用的混合储能可实现性能上的优势互补，满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，混合储能系统将成为行业发展的必然趋势。

上述能源企业高管指出，要进一步加强新技术、新产品研发及验证，加快技术产品优化迭代，促进储能技术不断进步，解决新型储能安全、寿命、成本等关键问题，不断积累运维经验，加快储能智慧运维系统研发应用，充分利用好海量运行数据，对潜在故障、风险进行预警，提高场站运维效率。“与此同时，建议主管部门完善电力市场机制，研究出台电网调度次数、容量补偿等保障性政策，以及峰谷价差、现货补贴等激励性政策，为新型储能发展提供空间，兑现储能价值，引导电站业主算好经济账。”

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