"发电侧"储能概念、应用场景、政策及收益

一、发电侧储能核心概念

发电侧储能，特指建设布局于火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口或汇集站上网关口内的电储能设施。储能类型涵盖以抽水蓄能为主的传统储能，以及以电化学储能为核心的新型储能，当前行业重点研究与规模化应用的，为发电侧电化学储能。作为新能源电站的配套核心设施，发电侧储能是适配新型电力系统、解决新能源消纳难题的关键配套技术。

二、发电侧储能核心应用场景

风电、光伏新能源具有天然的间歇性、波动性、随机性，大规模并网易造成电网功率失衡，国内多地长期存在弃风弃光问题，造成新能源资源浪费。发电侧电化学储能可作为新能源电站的“稳压稳定器”，有效平抑新能源发电功率波动、平滑出力曲线，大幅提升新能源就地消纳能力，同时可辅助新能源跨省异地消纳，最大化挖掘新能源发电价值。

目前国内新能源发电侧储能仍处于市场化探索阶段，依托国家及地方密集出台的配储扶持政策，逐步实现规模化落地，成为新能源项目并网、扩容、提质的核心配套条件。

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》，明确新能源并网配储核心标准：超出电网保障性并网规模的新能源项目，初期需按照15%功率配比、4小时及以上时长配建调峰储能；配储比例达到20%及以上的新能源项目，可享受优先并网政策，大幅提升项目并网优先级。

全国近30个省份已出台“十四五”新型储能专项规划、新能源配储管理文件，地方政策主要分为两大类型，形成“强制配储+政策补贴”的双驱动模式。

从整体规划规模来看，全国各省新型储能规划目标累计超6000万千瓦，是国家2025年新型储能3000万千瓦发展目标的两倍，发电侧储能扩容空间充足。

发电侧电化学储能电站整体投资包含设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用及基本预备费五大板块。根据云南省能源研究院公开数据，锂电池储能项目成本结构高度集中，储能电池及储能系统为核心成本主体：设备购置费占比高达87%，电缆接地等材料及安装工程费各占1%，建筑工程费占4%，其他费用与基本预备费合计占7%。

同时，受配储容量、时长及电网消纳条件限制，储能对弃风弃光的改善效果有限，部分区域配储性价比偏低。实测数据显示，弃风严重区域配置10%/4小时储能，弃风率仍达20.6%；提升至20%/4小时配储标准后，弃风率依旧高达19.7%，优化效果有限。

当前发电侧储能核心价值集中在新能源出力优化，对应两大核心收益：一是平抑发电波动、减少弃风弃光电量，新增的上网电量直接转化为电费增收；二是优化电站出力稳定性，降低电网考核扣分，减少各类考核罚款支出。

目前国内储能电力市场化机制尚未完全成熟，各省储能市场交易规则、参与模式不统一，发电侧储能参与电力现货交易、辅助服务市场、容量补偿机制仍处于探索阶段，缺乏统一、稳定、公平的容量收益回收机制，项目市场化盈利难度较大。