向新能源轉型不僅是世界各國的能源發展趨勢，更是我國的既定國策。習近平總書記在巴黎會議上莊嚴承諾，到2030年中國非化石能源在一次能源消費中的比重要達到20%。根據國家發展改革委能源研究所發布的《中國新能源發展路線圖2050》，到2050年，太陽能發電量將達到21000億千瓦時，也就是說，光伏發電量要在2018年的基礎上提高近11倍。要實現這個目標，儲能將是繞不開的話題。
兩類儲能各不同
發電側儲能并不是因為新能源發展而出現的新事物，是各種類型的發電廠用來促進電力系統安全平穩運行的配套設施。從累計裝機容量來看，目前抽水蓄能方式份額最大，但電化學儲能因為其響應速度快、布點靈活等優點，代表著未來的發展方向。根據中關村儲能聯盟數據，2019年5月至2020年7月，全球新增發電側電化學儲能項目113個，中國新增發電側電化學儲能項目59個。目前，電化學儲能已經成為發電側儲能應用領域的重要方式。
當前我國發電側儲能從用途上看主要有兩類。
第一類是火電配儲能。主要是保障發電廠具有一定的調頻調峰能力，提高火電機組的運行效率和電網穩定性。同時，在能源結構轉型過程中深度挖掘火電的改造空間，拓寬火電的盈利方式。火電配電化學儲能在我國已有廣泛應用，山西、廣東、河北都有發電側火儲聯合調頻項目。
第二類是新能源配儲能。相比火電，風電和光伏的間歇性和波動性很大，為保證電力系統的整體平衡，往往造成部分地區“棄風棄光”現象。2019年，在新能源發電集中的西北地區，棄風率和棄光率仍然很高。例如，新疆的棄風率和棄光率分別是14%和7.4%。電化學儲能作為新能源的“穩定器”，能夠平抑波動，不僅可以提高能源在當地的消納能力，也可以輔助新能源的異地消納。
當下面臨五大難點
盡管電化學儲能在發電側已經有很多示范項目，但在應用方面仍然有許多困難需要克服。在政策和運營層面，主要面臨以下幾方面的挑戰：
一是傳統電力市場給儲能留下的空間不大。發電側儲能的收益直接來源于電力市場，因此電力市場的總體運行狀況對儲能的發展有著直接影響。
根據國家能源局的數據，截至2020年1月，我國電力裝機總量在20億千瓦左右，2020年1～6月全國總用電量為33547億千瓦時。這說明我國存在電力生產過剩的情況。同時，我國還不斷有用于調峰的火電（燃氣機組）、新能源機組上馬，裝機總量不斷上升，導致儲能的作用難以體現。
相比歐美國家，我國的電力設施很多都是近些年修建的，基礎設施更為“堅強”，具有相當的容納能力。這就使得電網對儲能所提供的輔助服務沒有強烈需求。在美國，由于新建電廠的審批控制以及電網的老化，電力公司急需儲能來平抑波動和滿足擴容需求，在此基礎上形成了對儲能的大量需求。
二是儲能作為輔助服務市場主體的資格不明確。
儲能的價值主要體現在它提供的輔助服務上，因此輔助服務市場的規制對儲能的收益有著決定作用。在發電側，電化學儲能是作為發電廠機組的輔助設備運行的。作為機組的附屬設備，電化學儲能沒有輔助服務市場獨立的經營資格，由此導致電化學儲能的收益具有很高的不確定性。由于很多發電側的發電和儲能是分開管理的，當政策變化時，由于沒有主體地位，儲能運營商可能沒有多少談判的能力，收益可能會進一步降低。
因此，發電側儲能的主體地位是個亟待解決的問題。目前，某些地區已經開始了這方面的嘗試。例如，福建晉江的獨立儲能電站就拿到了“發電業務許可證”，以此為切入點讓獨立的發電側儲能進入電力市場。但即使如此，儲能在市場中的身份和交易機制也不夠健全。
根據2020年6月國家能源局福建監管辦公室發布的《福建省電力調峰輔助服務交易規則（試行）（2020年修訂版）》規定，獨立儲能電站的充電可以“采取目錄峰谷電價或者直接參與調峰交易購買低谷電量”，放電時則“作為分布式電源就近向電網出售，價格按有關規定執行”。這就導致在調峰方面，儲能的調峰收益更多是由計劃和磋商決定的，充放電價的不明確給儲能的收益帶來很大的不確定性。即使在青海、湖北這樣將電儲能交易納入調峰市場的省份，也只規定了儲能電站充電時的交易機制，關于放電依然是“按照相關規定執行”。
除了以上的困難之外，由于儲能在調頻方面具有極好的性能，因此，儲能的主體資格還面臨著來自輔助服務市場內部成員的阻力。
三是輔助服務市場機制不完善。由于儲能本身并不創造電能，因此儲能的收益只能來自提供輔助服務的收費，而我國的輔助服務市場機制尚無法滿足儲能商業化運行的要求。
我國目前的輔助服務機制要求發電側“既出錢又出力”，也就是要求并網發電企業必須提供輔助服務，同時輔助服務補償費用要在發電企業中分攤。通過從這些企業中收取一部分資金，加上一部分補貼，形成一個資金池。調度中心根據各輔助服務主體的績效打分，來決定發電企業能從這個資金池中收回多少份額。
以2019上半年為例，我國電力輔助服務總費用共130.31億，占上網電費總額1.47%。其中發電機組分攤費用合計114.29億，占87.71%。如此制度設計就決定了輔助服務市場基本是一個“零和博弈”，輔助服務的價值并沒有得到很好的體現。
因此從發電廠的角度來看，如果大家都通過配套儲能來提供輔助服務，那么會出現發電廠收益并無變化而成本卻提高很多的問題，進而使發電廠缺乏安裝儲能設施的動力，這也是造成儲能項目多是示范工程的原因。即使宏觀政策支持發電側儲能的發展，這樣的輔助服務機制也很難給發電側提供正向激勵。在輔助服務市場沒有建立起來的情況下，儲能的收入來源十分單一，很難達到商業運行的要求。
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