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如果儲能按1.7元/Wh的成本粗略估算（參照2022年第一標平均報價：儲能新年第一標，價格上漲，新玩家入場），涉及的儲能總投資將達1020億元。
搞投資的講故事，大可以振臂一呼，儲能的千億級賽道已開啟！
然而規(guī)劃很多，落地卻還需等待。理不清算不明的經(jīng)濟賬，仍舊是橫亙著的難題。
風風火火的新能源發(fā)展規(guī)劃
2021年，風光新能源規(guī)劃項目繼續(xù)高歌猛進。
根據(jù)儲能與電力市場的統(tǒng)計追蹤，2021年全國共有16個地區(qū)發(fā)布了規(guī)模達183GW的常規(guī)風電光伏新能源配置項目。其中，光伏項目規(guī)模達127GW，占比約70%。
另外，已規(guī)劃公布的一體化和大基地項目涉及20個地區(qū)共計204GW。
常規(guī)項目+一體化大基地項目，新能源規(guī)劃已達387GW。
圖：2021年各地區(qū)已批復的風光項目規(guī)模
（含大基地、一體化項目）
31GW/60GWh儲能清單
盡管對實際應用效果的困惑猶在，對項目盈利性的質(zhì)疑尚存，新能源強配儲能之勢，在2021年卻并未減緩。
根據(jù)儲能與電力市場對已發(fā)布的新能源常規(guī)配置和一體化項目清單的統(tǒng)計，目前已有13個地區(qū)提出了不同程度的儲能配置要求，合計總規(guī)模達31GW/60GWh。
這其中既包括了常見的相當于新能源裝機5%-20%的儲能容量配置，也包括了以青海、河北等為代表的源網(wǎng)荷儲一體化配置。
其中內(nèi)蒙古因儲能配置比例高達新能源裝機的30%，使其合計新增儲能達到8GW。
另外，在湖北、山西等地，新能源配置的儲能容量則直接以獨立式儲能項目形式出現(xiàn)在新能源項目的配套清單中?？梢灶A見的是，未來在實際項目操作中，也將會有大量儲能容量以獨立共享項目的形式進行建設。
目前大多數(shù)地區(qū)要求常規(guī)新能源配置項目于2022年底至2023年底并網(wǎng)，儲能項目需同期投運，并且儲能配置比例要求有逐漸增大的趨勢。
考慮到當前電池及原材料價格上漲的壓力，在儲能運行經(jīng)濟效益難以得到有效保障的情況下，短期內(nèi)新能源項目開發(fā)的壓力將會顯現(xiàn)。
圖：儲能配置規(guī)模及區(qū)域分布
（單位：GW）
棄電回收
新能源+儲能最容易想到的儲能盈利模式。
但是，新能源全額消納的地區(qū)（如東部地區(qū)），沒有這個需求。
存在棄風棄光的地區(qū)，通過儲能存儲的電量再釋放回電網(wǎng)的時候，是否會擠占原有的風光電站的保障利用小時數(shù)？如果是，那儲能的意義和價值無疑就大打折扣。
減免輔助服務考核
這或許將成為未來新能源+儲能的主要盈利模式之一。
西北等地區(qū)的最早從2019年就開始修訂兩個細則的相關(guān)條款，對新能源場站一次調(diào)頻等性能提出考核。
而新版的《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法》則明確，新能源場站應具備一次調(diào)頻、快速調(diào)壓、低電壓/高電壓穿越能力，電壓和頻率耐受能力原則上與同步發(fā)電機組耐受能力一致。在國家大政策的指引下，未來會有更多的區(qū)域?qū)π履茉磮稣咎岢鱿嚓P(guān)要求。
但儲能與新能源場站的協(xié)調(diào)配合，顯然復雜程度遠超過簡單的充放電操作，如何理清收益歸屬，以及是否需要新能源場站自主運營/運維儲能電站，減免的考核費用具體額度多少，是這一模式需要解決的第一步問題。
現(xiàn)貨市場配合
新能源+儲能，2021年故事講得最多的是山西的電力現(xiàn)貨市場。
山西電力現(xiàn)貨市場下，多個風光電站，由于超發(fā)、發(fā)電偏差等，遭遇了大額考核。例如某15萬千瓦的風電場，某月的考核量超過150萬元。
利用儲能修正風、光電站預測發(fā)電曲線與實際曲線的偏差，理論可行，實際也具備操作可行性。2021年多個電力研究機構(gòu)著力布局針對現(xiàn)貨場景下新能源+儲能應用的方案，但截至目前，公開渠道并未見到實際的投運項目出現(xiàn)。
擔憂主要存在于：理論的收益和實際的收益是否一致？現(xiàn)貨市場是否能持續(xù)運行？
誰將在2022年打開新能源+儲能應用新場景？如何打開？
2022年必須有點期待。
畢竟，31GW/60GWh的儲能規(guī)模，1000億的儲能投資，落實下來也不是那么容易。
原標題：新能源+儲能，千億級儲能賽道待開啟
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