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近日，臨泉金朔風力發(fā)電有限公司發(fā)布了《金風科技臨泉縣單橋150MW風電項目EPC總承包招標公告》，依據(jù)招標公告，該項目風電裝機150MW，配套建設的儲能電站規(guī)模為150MW/150MWh，儲能功率配建規(guī)模已達到風電裝機規(guī)模的100%！

100%的儲能配比，創(chuàng)下國內(nèi)新能源配建儲能項目的儲能配比新高，顯然已是國內(nèi)之最！

經(jīng)查該項目位于安徽省阜陽市。事實上，安徽省的新能源配儲比例一直位于全國前列：

2021年12月安徽省能源局發(fā)布的《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》顯示，大量風電項目的儲能配置比例達到新增風電裝機的50%以上，個別項目甚至高達風電裝機98%，一度令業(yè)界嘩然。

2022年7月安徽省能源局發(fā)布的《關于2022年第一批次風電和光伏發(fā)電項目開發(fā)建設方案》，風電儲能配比較2021年下調(diào)，但仍舊高于25%，另外，光伏項目的配儲比例為13%左右。

不斷攀升的新能源儲能配比

除一騎絕塵的安徽外，我國新能源配儲比例越來越高之勢已然顯現(xiàn)，10%，15%的配置比例已屬常規(guī)設置，20%、25%的配置比例正不斷出現(xiàn)。

以9月份開始招投標的部分新能源配儲項目為例，就有新疆、甘肅、西藏、內(nèi)蒙、海南等地新能源配置儲能比例超過了20%。并且在這些項目中，儲能時長除2小時外，4小時、5小時的長時儲能也屢見不鮮。例如西藏的存量光伏項目，按照25%，持續(xù)放電時長5小時配置儲能，儲能相當于可以存儲光伏按額定功率發(fā)電時，1小時的發(fā)電量（參考文章：25%/4小時，西藏光伏項目開始高比例配置儲能）。

新能源配置儲能的需求，已經(jīng)成為目前儲能發(fā)展最主要的驅(qū)動力，大比例配儲愈演愈烈的情況下，儲能的裝機容量預計還要節(jié)節(jié)高升（可參考文章：新能源配套儲能，2022年預計落地超7GW/14GWh）。

新能源配儲

賠本賺吆喝

但明顯落后的市場機制，也為新能源配置的儲能獲得合理收益蒙上了陰影。

假設儲能設備生命周期可循環(huán)6000次，每次充放電深度90%，循環(huán)效率90%，不考慮容量衰減等因素，則全生命周期，1kWh的儲能可放出電量4860kWh（1kWh*90%*90%*6000次）。而以新能源配儲的儲能系統(tǒng)采購均價1.487元/Wh考慮（參考文章：3.8GW/14.65GWh,十月儲能項目中標分析），1kWh的儲能系統(tǒng)造價為1487元。

因此，1KWh的儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)每放出一度電，需要承擔的投資成本為0.3060元（1487/4860）。配置于新能源場站的儲能設備，顯然放出每一度電可獲得的收益要高于此，才會具有盈利價值。

目前，西北區(qū)域的風光電站上網(wǎng)電價多數(shù)不高于0.3元/kWh，即使儲能從風光電站充電時電價為0，放電電價收益全歸屬儲能電站，也不足以彌補儲能的投資。

簡單的進行風光電站棄電回收，新能源場站內(nèi)的儲能項目想要盈利顯然很難，必須寄希望于深度參與各類電力市場，包括電力輔助服務市場、電能量市場（現(xiàn)貨市場）等。

然而，目前的市場機制并沒有給新能源配儲創(chuàng)造更多的可操作的空間，例如：

安徽省在2022年5月、2020年12月分別出臺了《安徽電力調(diào)頻輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》，《安徽電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，規(guī)定了儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務的相關條款和補償機制，但仍未看到實質(zhì)的運行效果。

新疆的支持政策需要追述到2020年。時年5月，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則》，提出充電功率在0.5萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間2小時以上參與調(diào)峰輔助服務市場的電化學儲能設施，可獲得0.55元/千瓦時的補償。但極低的調(diào)用小時數(shù)，使這一政策的效果大打折扣。有關數(shù)據(jù)顯示，2021年折合全年利用小時數(shù)恐不超過200小時。

寧夏2021年11月、7月、3月寧夏曾分別出臺過《自治區(qū)發(fā)展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》、《自治區(qū)發(fā)展改革委關于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》、《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》。其中前兩個項目為獨立儲能電站的運行創(chuàng)造了一定的條件，最后一個政策指出，儲能與新能源的交易分為雙邊交易和單邊交易兩種：雙邊交易時，如與平價上網(wǎng)項目簽訂合約，則交易電價原則上不可能高于上網(wǎng)電價（燃煤標桿電價，0.2595元／千瓦時）；單邊競價需在雙邊交易以外，仍有富裕容量才能提供，顯然可提供的服務量較難核算。顯然也不足以為新能源配儲的應用提供足夠的收益。

海南位于南方電網(wǎng)，結合南方電網(wǎng)的電力市場改革，海南省在調(diào)峰、調(diào)頻等領域均有儲能可參照的相關條款，如2020年發(fā)布的《海南電力調(diào)峰輔助服務市場交易規(guī)則（結算試運行版）》；2020年發(fā)布的《南方區(qū)域統(tǒng)一調(diào)頻輔助服務市場建設方案》；2021年發(fā)布的《南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》；2022年發(fā)布的《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》等。但海南電網(wǎng)的輔助服務補償額很小，海南省新能源配儲的應用是否具有經(jīng)濟價值，尚待商榷。

新能源配置儲能仍處于賠本賺吆喝的階段。

莫讓儲能成為新能源企業(yè)的沉重負擔

新能源強配儲能源于2019年，盡管業(yè)內(nèi)一直對以行政命令方式要求新能源強配的做法褒貶不一，但這一政策仍延續(xù)到了今天。從最近的儲能配比不斷增加的趨勢上看，除了行政命令，似乎還有一些其他的因素促使新能源企業(yè)在配置更高比例、更長時間的儲能。

國家發(fā)改委的有關數(shù)據(jù)顯示，配置有儲能的新能源場站的調(diào)度方式與常規(guī)新能源場站無異，2021年投運的儲能電站平均利用小時數(shù)只有483小時。巨大的社會資源投資浪費顯然已現(xiàn)苗頭。當大量配置的儲能設備無法收回投資，成為發(fā)電企業(yè)的沉重負擔時，儲能的電站的運行安全也將會埋下隱患。

系統(tǒng)性研究確定合理的儲能布局與儲能配比，出臺相關政策明確市場機制保證儲能參與電力市場獲得可保證的收益，顯然已經(jīng)成為目前儲能發(fā)展最急需解決的問題。 

原標題：按新能源裝機100%配置儲能！別讓儲能成為新能源沉重的負擔