100%的儲能配比，創下國內新能源配建儲能項目的儲能配比新高，顯然已是國內之最！

 

經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月安徽省能源局發布的《關于2021年風電、光伏發電開發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%，一度令業界嘩然。

 

2022年7月安徽省能源局發布的《關于2022年第一批次風電和光伏發電項目開發建設方案》，風電儲能配比較2021年下調，但仍舊高于25%，另外，光伏項目的配儲比例為13%左右（可參考文章：儲能規模529.2MW/1058.4MWh，安徽2022年第一批風光建設方案正式發布）。

 

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，10%，15%的配置比例已屬常規設置，20%、25%的配置比例正不斷出現。

 

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電時，1小時的發電量（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，已經成為目前儲能發展最主要的驅動力，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節高升（可參考文章：新能源配套儲能，2022年預計落地超7GW/14GWh）。

 

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6000次，每次充放電深度90%，循環效率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的儲能系統造價為1487元。

 

因此，1KWh的儲能系統生命周期內每放出一度電，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，西北區域的風光電站上網電價多數不高于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（現貨市場）等。

 

然而，目前的市場機制并沒有給新能源配儲創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《安徽電力調頻輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》，《安徽電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》，規定了儲能參與調峰、調頻輔助服務的相關條款和補償機制，但仍未看到實質的運行效果（可參考文章：安徽：超2.5GW/3.4GWh新能源儲能配置需求該如何實現？）

 

新疆的支持政策需要追述到2020年。時年5月，新疆自治區發改委發布《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，提出充電功率在0.5萬千瓦及以上、持續充電時間2小時以上參與調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。但極低的調用小時數，使這一政策的效果大打折扣。有關數據顯示，2021年折合全年利用小時數恐不超過200小時（可參考文章：新疆2022年儲能市場機會分析）。

 

寧夏2021年11月、7月、3月寧夏曾分別出臺過《自治區發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)》、《自治區發展改革委關于加快促進儲能健康有序發展的通知》、《寧夏電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》。其中前兩個項目為獨立儲能電站的運行創造了一定的條件，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，如與平價上網項目簽訂合約，則交易電價原則上不可能高于上網電價（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（可參考文章：近2GW/4.3GWh項目紛紛啟動，寧夏成為獨立式儲能新熱土）。

 

海南位于南方電網，結合南方電網的電力市場改革，海南省在調峰、調頻等領域均有儲能可參照的相關條款，如2020年發布的《海南電力調峰輔助服務市場交易規則（結算試運行版）》；2020年發布的《南方區域統一調頻輔助服務市場建設方案》；2021年發布的《南方區域調頻輔助服務市場交易規則（征求意見稿）》；2022年發布的《南方區域電力并網運行管理實施細則》、《南方區域電力輔助服務管理實施細則》等。但海南電網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的沉重負擔

 

新能源強配儲能源于2019年，盡管業內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在配置更高比例、更長時間的儲能。

 

國家發改委的有關數據顯示，配置有儲能的新能源場站的調度方式與常規新能源場站無異，2021年投運的儲能電站平均利用小時數只有483小時。巨大的社會資源投資浪費顯然已現苗頭。當大量配置的儲能設備無法收回投資，成為發電企業的沉重負擔時，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，顯然已經成為目前儲能發展最急需解決的問題。