2025年发电侧新型储能装机规模预计将达到22.4吉瓦，较2022年末的6吉瓦增长近三倍，并在2030年进一步上升至75.1吉瓦。
8月3日，自然资源保护协会和中关村储能产业技术联盟联合发布的《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（下称《研究》）做出上述预测。到2025年、2030年，国内新型储能装机预计分别达到55.9吉瓦、166.8吉瓦，其中发电侧储能装机占比分别为40%、45%。
根据装机位置不同，储能项目的接入场景分三类：发电侧、电网侧和用户侧。在发电侧，储能大多与发电机组联合，用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳，常见于储能+常规机组如火电，或是与风电、光伏等新能源相配置。
由于近几年各地实施的新能源强制配储政策，发电侧储能2020年起成为国内新型储能装机上量最快的场景。《研究》统计，2020年至2022年，发电侧储能在新型储能累计装机中的占比保持在45%左右。
未来驱动新型储能快速上量的主要驱动力是与新能源配套的储能。上述研究称，据测算，“十四五”期间，为确保年均新增100吉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120吉瓦以上，建设30吉瓦至50吉瓦储能时长2小时以上的新型储能。
但是，由于成本高、调用频率低，光伏、风电项目配储通常导致项目经济性下滑也是业内共识。《研究》表示，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。
新能源集中的西北部地区往往本地负荷低，且远离中东部负荷中心，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。
新型储能一般是指除抽水蓄能外的新型电化学储能技术，当前主流技术方向是锂离子电池，占据发电侧储能的98%。除此之外，压缩空气、全矾液流电池和钠离子电池等储能技术也在发展中。《研究》认为，从初始投资成本角度看，至2030年，钠离子电池、飞轮储能、磷酸铁锂电池较当前有32%、40%、40%的成本下降空间，压缩空气储能和全钒液流电池有33%的成本下降空间。
随着新能源渗透率的提高，电力系统对4小时以上储能需求逐渐增加，储能时长也会由当前的2小时增长到2030年的3.2小时。对于水电大省而言，水电机组具有明显的丰水期和枯水期，季节性负荷大幅波动，枯水期电力缺口是由于电量不足导致，储能需重点关注氢能等跨季节储能系统或采用风光水互补方案，目前的新型储能时长大多在8小时以下，难以发挥装机替代作用。
同时，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年左右的寿命也无法和风电、光伏20年以上的周期相匹配。
对于上述问题，《研究》建议，对于4小时储能时长以上的技术，可以推动压缩空气、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、长寿命应用需求。
就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的差异，可以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，避免单一型储能的制约和不足。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。
