2018年以来，在各地辅助服务政策的支持下，储能辅助火电AGC调频成为国内储能行业为数不多、门槛较高且率先实现商业化的运营模式。目前来看，火电站配置储能提供调频等辅助服务是当前经济性较高的储能应用之一。

从市场前景来看，和电能量调节相比，调频辅助服务市场空间较小，大量储能技术涌入调频市场必然对调频价格造成较大冲击。短期看，一些装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组在进行储能配置的改造后，收益会更有保障。长期看，随着顶层设计、配套机制的不断完善，火储联调未来还会拓展到一次调频市场，从而进一步拓宽盈利渠道，收益空间会更加明朗。

案例

2021年11月，上海电气首个火储联合调频项目——广东粤电大埔电厂储能调频项目通过储能性能试验及储能联合机组试验和试运行阶段，正式投入商业运营。该项目是在厂内2×600MW燃煤发电机组侧安装建设一套18MW/9MWh储能调频系统，并采用先进的锂电池和EMS能量管理技术，以“一拖二”方式与其中一台机组联合响应电网AGC调度指令，以此获得调频收益。经过连续两个30天试运行，项目整体表现不俗，2台机组综合性能指标进入市场前10%，调频净收益在市场排名前列。

2与新能源联合

新能源配储能，即风电、光伏等新能源发电站在场区内建设储能设施，作为电站的配套设备，包括风储、光储、风光储多能互补等具体形式。鉴于风电和光伏发电的间歇性和波动性等特征，新型储能作为新能源的“稳定器”，能够平滑新能源输出，是提升地区消纳空间的有效途径。

2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。截至目前，国内大部分省份已明确要求并网新能源项目按一定功率配比配置储能，主管部门在项目审批、并网等环节对新能源电源侧配储能项目也给予一定倾斜。对于新能源开发建设来说，配储几乎成为标配。

从盈利模式来看，与新能源联合配置的储能主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更高收益。另外，国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。

目前来看，新能源配储的盈利空间尚未得到充分开发，新能源配储收益普遍较低。同时，储能项目成本也未明显降低。根据相关测算，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%～10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%～20%。收益偏低叠加初始投资成本增加，给新能源企业带来较大压力，企业对于储能项目应用意愿不高，但由于政策要求，不得不配储，于是一些企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。在此情况下出现了新能源配储规模扩大但利用率低迷的现象。根据中电联2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储利用系数仅为6.1%，相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数，显然，新能源配储利用系数最低，整体调用情况不理想。现阶段新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。