随着波动性、间歇性可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。近两年，国家多项顶层政策均提出大力发展发电侧储能，各省也相继出台了鼓励或强制新能源配建储能的政策，推动了发电侧储能装机迅猛增长，成为国内新型储能装机快速增长的主要驱动因素。

（来源：微信公众号“中关村储能产业技术联盟”）

中国发电侧储能应用现状

截至 2022 年底，发电侧储能累计装机规模超过 6GW，同比增长 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，电源侧新型储能装机比例在 21.2%~47.6% 之间，其中 2020 年电源侧新型储能装机占比最高为 47.6%，2022 年略有下降，为 46.4%。

从新型储能项目的接入位置来看，电源侧，无论是累计装机规模还是新增装机规模，继 2020 年同期首次位列第一之后，连续两年继续保持了装机规模第一的位置，累计装机所占比重超过 40%。

发电侧储能技术分布上，锂离子电池占比为 98.76%，其次为液流电池的 0.61%，铅酸电池占比为 0.42%、超级电容和飞轮占比都在 0.1% 以下。

中国发电侧储能典型场景

（1）新能源配置储能

高比例新能源场景下，风光发电将面临出力预测困难、与电网实时平衡的要求不匹配、局部时段可靠出力不足、合理消纳代价大等方面的挑战。

首先，风电、光伏发电具有较大的随机性、波动性，高精度功率预测更难，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，大大增加发电计划制定的难度和对储能容量的需求。

其次，现阶段电力负荷多呈现午、晚高峰的双峰特点，然而，风电大发一般是在后半夜，光伏在晚高峰出力基本为零。

然后，新能源机组不能提供与装机容量相对等的发电能力，可信容量低，在大规模并网后，直接影响着系统的稳定性与安全性。

最后，大规模新能源接入电网，消纳成本高。据相关研究测算，“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的基础上，还需要新增火电灵活性改造 1.2 亿千瓦以上，建设 3000 万～ 5000万千瓦（≥ 2 小时）的新型储能。

（2）发电侧共享储能

尽管光伏和风电在大部分地区实现了平价上网，但项目经济性还比较差，单个新能源电站单独配置储能进一步恶化光伏、风电项目的经济性，不利于新能源的发展。新能源渗透率较高的地区，在新能源汇集站建设共享储能满足规模化新能源并网需求，可降低储能资源闲置率、分散投资风险、提高储能系统的经济性。