新動力裝備儲能正有愈演愈烈之勢，從裝備份額到時長，從集中式到分布式，各地在“不上儲能就不能開展新動力”這條思維慣性上一路狂奔，但是不斷上漲的本錢以及無法表現(xiàn)的商業(yè)價值，卻讓這種方法在職業(yè)中備受質疑。

出資商質疑的中心點來自于，支付高昂本錢裝備的儲能卻無法表現(xiàn)其所謂的調峰價值。這一問題的中心在于，現(xiàn)已投運的新動力發(fā)電側儲能大部分淪為“并網路條”。依據(jù)中電聯(lián)調研數(shù)據(jù)，新動力配儲能利用系數(shù)僅為6.1%。

從演示到普廣，新動力裝備儲能轟轟烈烈推進了近兩年，支撐儲能運轉的商場電價機制遲遲未出臺，但各地的配套份額卻有大幅攀升的跡象，某地乃至提出了100%配套儲能的計劃。而與此同時，儲能本錢不降反升，也在大幅拉高新動力的出資本錢。

調峰：誰之責?

新動力裝機的快速進步，擴大了風光發(fā)電的動搖性。在傳統(tǒng)動力可控可調可安穩(wěn)的襯托下，于電網企業(yè)來說，新動力毫無疑問的成為了眾矢之的。如果想要到達電網的要求，有必要有調峰電源來匹配新動力的開展。

在可以用作調峰的電源形式中，火電靈活性改造正在被多個省份提上日程，抽水蓄能擬定了大規(guī)劃的開展計劃也在快速上馬，但在大部分省份，電化學儲能依然是開展新動力的必選項。這其間必定延伸出一個問題，即誰來處理由此帶來的發(fā)電動搖性問題，其間的要害在于本錢與責任，即裝備儲能的本錢以及責任該由誰來承擔，但不同站位上，企業(yè)各有說辭。

新動力出資企業(yè)以為，依據(jù)《電力法》規(guī)則，電網調度本身便是電網企業(yè)本分的工作;而依據(jù)《可再生動力法》，電網有必要處理新動力消納問題，電網公司經過讓各地發(fā)改部門出文要求發(fā)電側強配儲能，或者以“路條”方法倒逼發(fā)電側自己出許諾(自愿建)的方法將責任轉嫁給新動力發(fā)電側，這是不合理的。

在此前光伏們采訪中，某西北省份的出資企業(yè)提出了這一問題的要害所在，“配儲能處理了動搖性對電網的影響，但是一切本錢由出資企業(yè)承擔，財物歸屬權及由此帶來的調度快捷性卻是由電網公司享受，獲益方是誰一望而知”。

但關于電網企業(yè)來說，導致電網動搖性增大，且益發(fā)不可控的本源來自于風電、光伏裝機份額的進步，本著“誰帶來的問題誰處理”的準則，新動力發(fā)電側需求承擔相應的本錢與價值來處理由此帶來的發(fā)電動搖性問題。

歸根結底，缺乏商業(yè)價值支撐的新動力裝備儲能，只是表面上的昌盛愿景，沒有商業(yè)邏輯的支撐，誰都不愿買單。

算不過來的經濟賬

隨著新動力裝備儲能的推進，職業(yè)發(fā)現(xiàn)，裝備在場站側的儲能電站簡直成為了“鋪排”。光伏們在此前調研中發(fā)現(xiàn)，10%·2h的儲能配比，某東部省份調用頻率最高50%，這現(xiàn)已遠高于職業(yè)均勻水平，而且建立在該光儲電站規(guī)劃較大的前提下。

更多的儲能電站調用頻率簡直可以忽略不計，依照專業(yè)人士的解釋，“參加電網調度，一般需求滿意兩個方面要求，一是儲能電站的規(guī)劃容量，二是設備參數(shù)以及響應速度等，包含一次調頻、輔佐服務盯梢計劃出力、移峰填谷等，但主動權還在于電網”。

依據(jù)中電聯(lián)調研數(shù)據(jù)，電化學儲能項目實際運轉效果較差，均勻等效利用系數(shù)僅12.2%。其間新動力配儲能利用系數(shù)僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%，電網側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。比較而言，新動力配儲能利用系數(shù)最低，其運轉策略最多做到棄電期間一天內一充一放，全體調用情況較差。

明顯，裝備在新動力場站10-20%的儲能電站基本相當于鋪排，大部分僅是作為新動力項目開發(fā)“路條”存在。相比之下，獨立儲能因為其規(guī)劃優(yōu)勢、便于調度等特點開始遭到青睞，各地也在紛繁發(fā)動演示項目。

但是，獨立儲能形式的推進亦不樂觀。依據(jù)儲能與電力商場盯梢，上半年已有實質性開展的獨立式儲能項目大多來自現(xiàn)已發(fā)動年度儲能演示項目申報的地區(qū)，例如山東、湖北、山西、寧夏、浙江、河北、湖南等地。從這些開展較快的省份來看，獨立儲能的經濟賬依然岌岌可危。

依據(jù)儲能與電力商場《2022上半年的獨立儲能商場：昌盛背面的隱憂》一文測算，以山東為例，2021年演示項目時期，獨立儲能電站調峰補償0.2元/kWh，保證調用時長1000小時/年，全年可獲得補償2000萬元。

山東均勻兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，均勻最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需求承擔的容量電價(0.0991元/kWh)，以及現(xiàn)貨買賣規(guī)則下的一些附加本錢(約0.02元/kWh),一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右。以85%的循環(huán)功率，全年運轉330天，每天一次充放電循環(huán)核算，全年可獲得的現(xiàn)貨商場收益約為2480萬元?？紤]到儲能運營等要素，全年現(xiàn)貨商場價差收益約為2000萬左右。

對比之下，100MW/200MWh的獨立儲能電站，出資總額挨近4億元。依據(jù)某出資企業(yè)山東獨立儲能演示項目的運營經驗，為保證項目不虧損，該電站全年需求獲得的收益水平為6000萬元以上。

如何看待儲能?

新動力配套儲能從試點到全面鋪開，現(xiàn)已推進了兩年多的時間，但站在不同的角度，儲能之于新動力發(fā)的價值依然觀點紛歧。除了經濟賬上的捉襟見肘，更多的焦點集合在新動力配套儲能本身價值的討論上。

“新動力配套儲能完全是一種社會資源糟蹋，從集團層面來看，我們不會主動大規(guī)劃推進電化學儲能的使用”，一位央企相關負責人清晰表明，在他看來，儲能與抽水蓄能的定位尚不清晰，一方面，從動機來看，各地政府強推新動力配儲能也意味著這一形式尚無清晰的盈利計劃，“不然不需求強行要求”;另一方面，從電力運轉本質來看，新動力發(fā)電側裝備儲能尤為雞肋，無論是調峰仍是消納來說，效果并不明顯。

另一方面，從國有企業(yè)來看，是否大規(guī)劃發(fā)動儲能出資還在于集團內部發(fā)電財物的裝備。其間，某具有火電財物的出資企業(yè)以為，作為調峰電源來說，火電仍是最優(yōu)解，相比之下，無論是抽水蓄能仍是電化學儲能都略顯雞肋;而一部分沒有火電或者水電財物的出資企業(yè)來說，關于電化學儲能與抽蓄的出資動力更為充足。無論是出于發(fā)電側要具有調峰才能的政策背景仍是將其作為新動力開發(fā)“路條”要素的考慮，這些出資企業(yè)都在積極的布局電化學儲能。

不過，令職業(yè)無法的是，關于需求進步新動力裝機目標的出資企業(yè)來說，這是“強制”要求，并沒有plan B可選。

關于新動力配套儲能的商場價值，奇點動力在《莫讓儲能成為“新路條”!深度分析中電聯(lián)陳述提醒的儲能職業(yè)本相》一文中提出了幾點主張。

一是落實電力運轉“兩個細則”中關于新動力的并網運轉要求，包含對新動力功率預測、動搖操控、調節(jié)才能等。“兩個細則”查核從電力系統(tǒng)全體最優(yōu)動身，擬定適應新動力運轉的各項規(guī)則，促進或者說“迫使”新動力自己決議計劃經過最經濟的手段滿意電網運轉要求，裝備必定份額的新式儲能來進步頻率、功率操控等才能，經過該方法能促進新動力配儲能的合理有用開展，也下降新動力開展的本錢。

二是繼續(xù)健全現(xiàn)貨商場和輔佐服務商場?，F(xiàn)貨商場和輔佐服務商場反映的是電力系統(tǒng)調節(jié)才能的稀缺性，健全現(xiàn)貨商場和輔佐服務商場，對裝備的儲能形成了必定的本錢收回機制(需求指出的是，因為儲能本錢過高，該方法當時也僅能部分收回儲能的本錢)，能必定程度進步新動力裝備儲能的主動性。

事實上，兩個細則查核與現(xiàn)貨商場給新動力上網電價帶來的影響正在職業(yè)中迅速延伸。光伏們在此前《光伏電價不足0.2元/度，出資查核被判“死刑”：山西電力現(xiàn)貨買賣一周年考》一文中進行了具體闡述，在現(xiàn)貨買賣以及兩個細則查核等多重要素影響下，山西有補貼光伏電站上網電價尚不足0.2元/度。

“如果想要從根本層面破局，技術手段依然是要害，比方經過裝備高份額的儲能，讓光伏發(fā)電曲線進一步與負荷相匹配”，一位山西出資企業(yè)相關負責人也坦言，問題在于以目前峰谷電價差尚不足以支撐儲能出資。即使省間買賣，光伏發(fā)電一樣面對與負荷不匹配的問題，光伏發(fā)電的動搖性會使外送通道在夜間面對空運的情況”。在這種情況下，能否表現(xiàn)出儲能的商場價值，還有待政策的進一步引導。

很明顯，新動力裝備儲能，無論是從技術上仍是商場規(guī)則上，依舊沒有可以支撐項目持續(xù)運營的形式出現(xiàn)。可以清晰的是，新動力強配儲能，雖然使得儲能設備出貨快速進步，但是看不到開展邏輯的“昌盛”，在僅僅被視為并網的“路條”的前提下，這種形式注定是無法持續(xù)開展的，這亦不是一種合理的開展之路。