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。

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《中国能源报》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。