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。
（3）辅助火电调频
火电机组与储能联合调频基本原理是在传统火电机组中增加储能设备，火电机组和储能装置分别为响应 AGC 指令的基础单元和补充的快速响应单元，利用储能装置快速调节输出功率的能力，达到改善机组 AGC 响应速度和精度的目的。
（4）大型清洁能源基地外送
我国新能源多集中在远离中东部负荷中心且本地负荷低迷的西北部地区，受新能源富集地区本地消纳能力低的限制，大规模集中开发新能源发电需要输送到区域电网甚至跨区电网进行消纳。随着储能成本的大幅下降，规模化储能技术应用的市场前景逐渐显现，是解决新能源大规模送出的关键技术之一。
（5）源网荷储一体化
“源网荷储一体化” 是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。
面临的挑战
（1）储能技术性能、经济性尚不能满足规模化应用要求
电力领域要求储能技术具有高安全、长寿命、高效率、低成本等特点，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足以上要求。
电化学储能装机占新型储能装机的 90% 以上，过去几年，全球发生超过 70 起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。
系统运营一段时间以后，部分项目存在可用容量衰减超出预期，单体设备及系统寿命达不到设计值的情况。锂离子电池储能，循环寿命在 10 年以内，低于风、光等新能源场站 25 年的使用寿命。
投运的储能电站实际效率偏低，锂电池储能平均系统效率一般低于 90%，液流电池储能、压缩空气储能系统效率也不超过 75%。
新型储能技术全寿命周期度电成本较高，部分储能技术的度电成本是抽水蓄能电站的 2 倍以上。
（2）政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素
国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。
储能参与现货市场：目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场细则。新能源参与市场的规则不完善、参与市场的程度不高 13、参与市场后价格普遍走低，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险，新能源配套的储能难以获得市场收益。
储能参与辅助服务：火储联合调频是发电侧储能唯一实现商业化的领域，市场空间小，不同项目收益差异大。国家能源局印发的新版“两个细则”规定辅助服务费用按服务对象分摊，补偿方式和分摊机制体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，政策真正实现落地见效有待时日。
储能容量价值实现：部分省份开始了容量补偿机制的探索性工作。但目前有一些技术问题亟待解决，例如资源准入、费用分摊、价格确定等问题。如何对储能的容量价值予以认定，如何建立合理的市场化容量补偿机制是未来一段时期需持续、深入探索的课题。
只有在政策和市场规则上消除储能参与电力市场的障碍，储能才能实现稳定、可持续的发展。评估不同场景下各类储能的真实价值，合理制定规则实现利益相关主体的权责统一，是推动储能参与电力市场的重要保障。
（3）发电侧储能运营收益不确定性较高
新能源进入电力市场规模有限，多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场，主要靠减少弃电量获取收益，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，配置电池储能可以有效改善火电机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，但也面临着市场规模有限、市场机制不完善等问题。
市场机制建议
（1）研究设立新的辅助服务品种，出台或完善新型储能参与辅助服务市场规则
随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则；研究建立电力辅助服务评价体系，合理设定电力系统对调节资源的需求规模、市场规则，科学认定和评价储能在电力辅助服务中发挥的作用。
（2）允许储能参与各细分市场并进行收益叠加
尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益尚无法保证项目实现良好的投资回报。由于储能本身的技术特性，决定了其具备参与多个细分电力市场，提供多重服务，获得多重收益的能力。允许储能以多种方式（储能 + 新能源、储能 + 火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货 + 调频、调峰 + 调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。
（3）制定完善发电侧储能参与现货市场规则
由于可再生能源的间歇性、随机性和波动性，现有的新能源电价机制不能充分发挥储能的价值。要加快推动新能源参与电力现货市场，建立储能与新能源联合参与市场的交易机制。逐步放宽准入条件、允许市场主体由被动向主动参与现货交易（由价格接受者逐步向报量报价）过渡。
（4）针对大规模的独立 / 共享储能电站，研究建立容量补偿机制
目前电力市场的建设刚刚起步，相关政策和规则还不完善，尚不能支持以调峰或价差套利为主要收益来源的大规模独立储能完全通过市场回收成本。研究过渡阶段独立 / 共享储能容量补偿机制，识别技术类型、储能时长、投资成本、使用寿命等影响容量补偿标准制定的关键因素，建立容量补偿标准制定依据及动态调整办法。
（5）以市场化手段引导储能实现多重经济收益
确保新型电储能参与各类市场、提供多种服务并实现多重市场收益的叠加，是提升新型电储能项目经济效益的关键。统筹协调、促进不同市场、不同品种间的联通和市场规则机制间的衔接，避免出现交割环节资源调用冲突等情况。推动新型电储能基于自身特点、系统需求变化和市场价格波动，在不同市场间自主决策、自由转换、自行交易，实现经济收益最大化。
（6）尽快建立和完善体现储能绿色价值的政策体系
储能在不同应用场景下减煤、减碳机理不同，研究储能在不同应用场景下的绿色价值测算方法和评价体系，尽快建立体现储能绿色价值的政策体系，理顺“电 - 证 - 碳”市场的关系，建立“电 - 证 - 碳”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现，推动新能源和储能协同发展。
技术发展建议
（1）尽快推动应用于不同时间尺度场景的储能技术研发和应用
当前，新型储能应用以 2 小时为主，随着新能源渗透率的不断提高，4 小时以上、30 分钟以下不同时间尺度的储能需求会越来越大。4 小时以上时间尺度上，推动压缩空气、液流电池从示范验证走向规模化应用，通过技术迭代升级，实现长时储能低成本、长寿命的应用需求。30 分钟以下时间尺度上，在不显著增加成本的前提下，研发 2C 及以上充放电倍率、6000 次以上的系统循环效率的电池储能，推动飞轮、超级电容从技术研发、项目示范向规模化应用，实现短时储能高安全、长寿命、高倍率的应用需求。
（2）加快推动混合储能技术研发及示范应用
目前，锂离子电池储能系统全寿命周期循环次数在 6000 次左右，在诸如一次调频、二次调频等动作频繁的场景，一般不到 2 年就需要更换部分或全部电芯，即使不考虑循环次数和衰减因素，10 年左右的日历寿命也无法和风电、光伏 20 年以上的寿命相匹配。
不同储能技术在容量规模、响应时间、响应速度、投资成本及循环寿命等方面存在差异，利用两种或多种储能技术配合应用可实现性能上的优势互补，避免单一型储能功能制约和不足。建议研发锂电 + 飞轮、锂电 + 超级电容等混合储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，加快制定混合储能设计、安装、运行等相关标准，推动混合储能在电力系统中的应用。
（3）聚焦支撑新型电力系统的储能系统集成与控制方案
规模化储能系统参与多个应用场景时，可能需要同时满足调峰、调频、紧急功率控制、无功支撑等功能需求，目前的通信和控制方案难以支撑大规模储能电站同时参与多个场景，实现多个目标的协同优化控制。建议加强储能系统在集成与站级调控方面的技术研发与攻关，包括挖掘储能系统的主动支撑能力、通过级联技术提升储能系统的潜力及对系统安全性的影响等，构建新型电力系统所需的储能提供主动支撑、惯性响应、电压无功调节方面的能力，形成一揽子系统集成以及站级调控策略。
项目管理建议
通过制定储能规划引导发电侧储能合理有序发展。规模化新能源接入及消纳是实现清洁、低碳能源体系的必然要求，但新能源的波动性、间歇性和不确定性也必然对电力系统的安全、高效运行带来重大影响。储能作为重要的灵活性资源，是中长期提升电力系统灵活性的关键选项之一。基于“十四五”电力需求以及电源发展趋势预测，对比各种灵活性选型，综合技术性能、经济性、规模等因素，制定储能规划，测算各地区合理的储能建设时序与规模，引导储能有序发展。
推动发电侧储能规范化管理制度落实。《新型储能项目管理规范（暂行）》对新型储能项目的规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等各个方面提出了明确具体的要求，制订了一套科学、系统的管理规范，对于支撑新型储能规模化发展、促进以新能源为主体的新型电力系统建设、实现“碳达峰、碳中和”目标具有重大意义。当前新型储能技术在并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准，建议加快相关标准和管理制度的制定和落实。
研究建立储能减煤减碳价值疏导机制。建议相关部门加快推动储能在不同应用场景中的减碳价值核定方法与标准，并允许该价值在碳市场中进行交易；在电力系统中引入低碳目标，推动电力调度机构细化“低碳电力调度”方式与细则。
