近日，新疆发改委发布了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，这是国内首个针对发电侧储能发展而制定的指引性政策文件。近期国家能源局曾表示“2019年将积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设，建立健全可再生能源电力消纳新机制”，借此机遇储能将有望迎来发电侧市场的发展高峰。
未来发电侧储能市场容量有多大？
我们主要从以下几个角度进行分析：
1.储能在发电侧的主要作用
发电侧储能目前看来主要可以分为火电配置储能、新能源配置储能两方面，火电配置储能可发挥AGC调频、黑启动、电力负荷调整等功能；在风电场、光伏电站配置储能则主要提供新能源消纳、辅助执行一次调频等服务。此外储能电站还可以参与调峰调频、电力需求响应等电力市场交易，获得部分收益。
2.未来发电侧储能市场需求
发电侧储能主要应用集中在火电储能调频及新能源电站配置储能。在我国新能源发电主要在集中在西北地区和沿海地区，而解决可再生能源并网消纳、平滑输出的问题上，储能是重要手段之一。依据国家能源局发布的数据，截至2018年底，我国可再生能源发电装机规模达到7.28亿千瓦，可再生能源发电装机约占全部电力装机的38.3%，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。目前弃光问题主要集中在新疆和甘肃，其中新疆弃风率、弃光率高达22.95%、15.84%。
据北极星储能网了解，目前新疆可再生能源发电已占主力，包含181个风电场、300个光伏电站，以新疆此次发布的文件为例，鼓励储能与光伏电站作为联合体参与电网运行优化、接受电网运行调度。且配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量，这将为光伏电站带来更多收益。
3.发电侧如何配置储能容量
关于光伏电站到底应该配多少储能，目前还没有准确的定位，通常认为需要20%、15%。此次新疆发布的文件中指出原则上按照光伏电站装机容量的20%配置储能，并可根据弃光率调整。依据专家分析，一方面需要确定功率目标，通过功率预测的约束条件选择电池和放电深度，通过计算得出配置方案，可能需要一对一的进行设计。
而没有功率预测的情况需要进行线性拟合，计算对储能设备的需求。以美国储能市场为例，光伏电站配置的储能装置储能时间0.5~4小时，而公共事业级的光伏电站共49个项目、平均配置1.7小时的储能。此外在发电侧火电配置储能辅助AGC调频方面，目前多是配置0.5小时的储能。
4.储能电池技术选择
目前液流电池、铅炭电池、锂电池在光伏储能电站均有应用，其中液流电池比较适用于风电光伏配置的储能电站，如辽宁卧牛石风电场储能项目、青海共和、乌兰的风电场储能项目。而铅炭电池因其成本和占地面积等优势，也已在部分光伏电站中使用。不过目前有专家认为锂电池成本下降迅速，未来大型新能源电站配置储能更可能会优先选择锂电池。
5.发电侧配置储能项目经济效益
依据有关专家的测算，光伏电站投建储能，若在直流侧接入3.5MWh磷酸铁锂电池储能设备，通过光伏上网电价测算收益率可达8%，回收期大约为8.96年。另有一份测算显示对于装机90MW的光伏电站，装设储能容量12.72MW/5.19MWh铅酸电池，年收益可达931万元以上，相比没有储能的光伏系统提升4%左右，装有储能的光伏发电系统能够留较少的备用容量，从而提高了系统收益。而据《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》，配有储能的光伏电站除了参与电网调度以外，还可以领取0.5元的度电补贴。
西北能监局发布的华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目调研显示，50MW光伏电站+15MW/18MWh锂电池储能系统，在晴天的日运行曲线为例，电网限发出现在上午10点15分左右，同时储能系统开始充电，并在12时35分储满；下午17时30开始释放电量，19时15分结束，当天为电网多提供清洁电量约1.6万千瓦时。若依照2019年光伏上网电价0.4元计算，则相当于储能系统晴天每天可增收6400元。
而且配置的储能电站还可参与调峰调频等电力辅助服务、电力需求响应等电力市场交易，获取相应的补偿，进一步提高项目的经济效益，缩短项目投资回报周期。而火电机组方面通过增加储能改造以后可参与AGC调频，单个机组可获得补偿达460万元/年。
另外，通过光伏配置储能给发电质量和发电量都带来优化，可显著提高现有的输电网能力，融合更多的可再生能源、避免电网输配线路的升级，也相当于控制了未来可能产生的输配电价，这部分利益是无法用普通方式计算估量的。
