从市场前景来看，考虑到新能源渗透率持续提升过程中对灵活性资源的需求将不断加大，配储在未来仍将会持续作为新能源项目开发、并网时的加分项或必答题。值得关注的是，虽然配储要求仍在继续，但是各地主管部门对于配储方式要求逐步灵活化。新能源项目配置储能正在由新能源场站内配建逐步转向鼓励和支持建设独立储能电站、新能源项目租赁容量的方式。例如，2022年8月8日，江苏省发展改革委发布《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》，提出鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能一站多用的共享作用。由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用，储能企业按照容量提供调峰服务，鼓励签订长期协议或合同。长远看，今后或将有更多地区通过租赁方式完成储能配置要求，而解决新能源配储收益问题，只是时间问题，但具体的落地细则，需要结合地方禀赋。这是一个长期多方博弈的过程，趋势前景比较乐观，但过程较为复杂，需要各方共同努力和全行业的关注。

案例

2020年6月，山东省莱州市土山镇一期120MW+6MW/12MWh光储融合项目正式并网发电。按当时的要求，光伏电站配置12MW/24MWh（10%×2h）的储能系统；经过调试，该储能电站接入省级平台，可由省调直接调度。

据该电站站长介绍，由于项目采用了阳光电源自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms，完全满足高标准并网技术规范要求，因此成为当地的标杆电站。仅2021年4月，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%；储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山东200元/MWh的补贴标准，当月电站获得超过6万元的补贴。

除调峰补偿费外，储能电站还能有效节约厂用电费。光伏电站的厂用电占到总发电量的0.5%左右，执行当地的大工业电价。因此，是一笔不少的运营费用。据介绍，每天下午接到电网不参与调度命令后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.1～0.2元/度的电费成本。二期实现平价上网后，电费节省幅度会更大。

即便采取上述两种方式，储能电站的成本回收期仍然很长。如果按当时约2元/Wh的投资标准计算，山东莱州项目储能电站总投资约为4800万元。按照实际的运营状况来看，预期15年能收回投资。这无疑会拉长整个光伏电站的投资回收期。

（二）电网侧储能

电网侧储能，狭义上，是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设并直接接入公用电网的储能系统。广义上，是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。从广义范围看，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，所提供的服务包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。