2021年，伴随新能源项目而规划的储能规模，已达31GW/60GWh。

如果储能按1.7元/Wh的成本粗略估算(参照2022年第一标平均报价：储能新年第一标，价格上涨，新玩家入场)，涉及的储能总投资将达1020亿元。

搞投资的讲故事，大可以振臂一呼，储能的千亿级赛道已开启!

然而规划很多，落地却还需等待。理不清算不明的经济账，仍旧是横亘着的难题。

风风火火的新能源发展规划

2021年，风光新能源规划项目继续高歌猛进。

根据储能与电力市场的统计追踪，2021年全国共有16个地区发布了规模达183GW的常规风电光伏新能源配置项目。其中，光伏项目规模达127GW，占比约70%。

另外，已规划公布的一体化和大基地项目涉及20个地区共计204GW。

常规项目+一体化大基地项目，新能源规划已达387GW。

图：2021年各地区已批复的风光项目规模

(含大基地、一体化项目)

31GW/60GWh储能清单

尽管对实际应用效果的困惑犹在，对项目盈利性的质疑尚存，新能源强配储能之势，在2021年却并未减缓。

根据储能与电力市场对已发布的新能源常规配置和一体化项目清单的统计，目前已有13个地区提出了不同程度的储能配置要求，合计总规模达31GW/60GWh。

这其中既包括了常见的相当于新能源装机5%-20%的储能容量配置，也包括了以青海、河北等为代表的源网荷储一体化配置。

其中内蒙古因储能配置比例高达新能源装机的30%，使其合计新增储能达到8GW。

另外，在湖北、山西等地，新能源配置的储能容量则直接以独立式储能项目形式出现在新能源项目的配套清单中。可以预见的是，未来在实际项目操作中，也将会有大量储能容量以独立共享项目的形式进行建设。

目前大多数地区要求常规新能源配置项目于2022年底至2023年底并网，储能项目需同期投运，并且储能配置比例要求有逐渐增大的趋势。

考虑到当前电池及原材料价格上涨的压力，在储能运行经济效益难以得到有效保障的情况下，短期内新能源项目开发的压力将会显现。

图：储能配置规模及区域分布

(单位：GW)

新能源+储能

仍在探索的盈利模式

弃电回收

新能源+储能最容易想到的储能盈利模式。

但是，新能源全额消纳的地区(如东部地区)，没有这个需求。

存在弃风弃光的地区，通过储能存储的电量再释放回电网的时候，是否会挤占原有的风光电站的保障利用小时数?如果是，那储能的意义和价值无疑就大打折扣。

减免辅助服务考核

这或许将成为未来新能源+储能的主要盈利模式之一。

西北等地区的最早从2019年就开始修订两个细则的相关条款，对新能源场站一次调频等性能提出考核。

而新版的《电力系统辅助服务管理办法》则明确，新能源场站应具备一次调频、快速调压、低电压/高电压穿越能力，电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组耐受能力一致。在国家大政策的指引下，未来会有更多的区域对新能源场站提出相关要求。

但储能与新能源场站的协调配合，显然复杂程度远超过简单的充放电操作，如何理清收益归属，以及是否需要新能源场站自主运营/运维储能电站，减免的考核费用具体额度多少，是这一模式需要解决的第一步问题。

现货市场配合

新能源+储能，2021年故事讲得最多的是山西的电力现货市场。

山西电力现货市场下，多个风光电站，由于超发、发电偏差等，遭遇了大额考核。例如某15万千瓦的风电场，某月的考核量超过150万元。

利用储能修正风、光电站预测发电曲线与实际曲线的偏差，理论可行，实际也具备操作可行性。2021年多个电力研究机构着力布局针对现货场景下新能源+储能应用的方案，但截至目前，公开渠道并未见到实际的投运项目出现。

担忧主要存在于：理论的收益和实际的收益是否一致?现货市场是否能持续运行?

谁将在2022年打开新能源+储能应用新场景?如何打开?

2022年必须有点期待。

毕竟，31GW/60GWh的储能规模，1000亿的储能投资，落实下来也不是那么容易。