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2025年發(fā)電側(cè)新型儲能裝機規(guī)模預計將達到22.4吉瓦，較2022年末的6吉瓦增長近三倍，并在2030年進一步上升至75.1吉瓦。
8月3日，自然資源保護協(xié)會和中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟聯(lián)合發(fā)布的《雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價值評估及政策研究》（下稱《研究》）做出上述預測。到2025年、2030年，國內(nèi)新型儲能裝機預計分別達到55.9吉瓦、166.8吉瓦，其中發(fā)電側(cè)儲能裝機占比分別為40%、45%。

根據(jù)裝機位置不同，儲能項目的接入場景分三類：發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。在發(fā)電側(cè)，儲能大多與發(fā)電機組聯(lián)合，用于改善發(fā)電電源調(diào)頻性能、促進新能源消納，常見于儲能+常規(guī)機組如火電，或是與風電、光伏等新能源相配置。

由于近幾年各地實施的新能源強制配儲政策，發(fā)電側(cè)儲能2020年起成為國內(nèi)新型儲能裝機上量最快的場景。《研究》統(tǒng)計，2020年至2022年，發(fā)電側(cè)儲能在新型儲能累計裝機中的占比保持在45%左右。
未來驅(qū)動新型儲能快速上量的主要驅(qū)動力是與新能源配套的儲能。上述研究稱，據(jù)測算，“十四五”期間，為確保年均新增100吉瓦以上的新能源維持在合理的利用水平，在抽水蓄能、調(diào)峰氣電按預期投運的基礎上，還需要新增火電靈活性改造120吉瓦以上，建設30吉瓦至50吉瓦儲能時長2小時以上的新型儲能。

但是，由于成本高、調(diào)用頻率低，光伏、風電項目配儲通常導致項目經(jīng)濟性下滑也是業(yè)內(nèi)共識。《研究》表示，新能源滲透率較高的地區(qū)，在新能源匯集站建設共享儲能滿足規(guī)?；履茉床⒕W(wǎng)需求，可降低儲能資源閑置率、分散投資風險、提高儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

新能源集中的西北部地區(qū)往往本地負荷低，且遠離中東部負荷中心，大規(guī)模集中開發(fā)新能源發(fā)電需要輸送到區(qū)域電網(wǎng)甚至跨區(qū)電網(wǎng)進行消納。隨著儲能成本的大幅下降，規(guī)模化儲能技術(shù)應用的市場前景逐漸顯現(xiàn)，是解決新能源大規(guī)模送出的關(guān)鍵技術(shù)之一。

新型儲能一般是指除抽水蓄能外的新型電化學儲能技術(shù)，當前主流技術(shù)方向是鋰離子電池，占據(jù)發(fā)電側(cè)儲能的98%。除此之外，壓縮空氣、全礬液流電池和鈉離子電池等儲能技術(shù)也在發(fā)展中?！堆芯俊氛J為，從初始投資成本角度看，至2030年，鈉離子電池、飛輪儲能、磷酸鐵鋰電池較當前有32%、40%、40%的成本下降空間，壓縮空氣儲能和全釩液流電池有33%的成本下降空間。

隨著新能源滲透率的提高，電力系統(tǒng)對4小時以上儲能需求逐漸增加，儲能時長也會由當前的2小時增長到2030年的3.2小時。對于水電大省而言，水電機組具有明顯的豐水期和枯水期，季節(jié)性負荷大幅波動，枯水期電力缺口是由于電量不足導致，儲能需重點關(guān)注氫能等跨季節(jié)儲能系統(tǒng)或采用風光水互補方案，目前的新型儲能時長大多在8小時以下，難以發(fā)揮裝機替代作用。

同時，鋰離子電池儲能系統(tǒng)全壽命周期循環(huán)次數(shù)在6000次左右，在諸如一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等動作頻繁的場景，一般不到2年就需要更換部分或全部電芯，即使不考慮循環(huán)次數(shù)和衰減因素，10年左右的壽命也無法和風電、光伏20年以上的周期相匹配。

對于上述問題，《研究》建議，對于4小時儲能時長以上的技術(shù)，可以推動壓縮空氣、液流電池從示范驗證走向規(guī)?；瘧茫ㄟ^技術(shù)迭代升級，實現(xiàn)長時儲能低成本、長壽命應用需求。

就不同儲能技術(shù)在容量規(guī)模、響應時間、響應速度、投資成本及循環(huán)壽命等方面的差異，可以利用兩種或多種儲能技術(shù)配合應用可實現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補，避免單一型儲能的制約和不足。建議研發(fā)鋰電+飛輪、鋰電+超級電容等混合儲能的優(yōu)化配置、能量管理、協(xié)同控制等技術(shù)，加快制定混合儲能設計、安裝、運行等相關(guān)標準，推動混合儲能在電力系統(tǒng)中的應用。

原標題：2025年國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機規(guī)模有望大幅增長