近日，临泉金朔风力发电有限公司发布了《金风科技临泉县单桥150MW风电项目EPC总承包招标公告》，依据招标公告，该项目风电装机150MW，配套建设的储能电站规模为150MW/150MWh，储能功率配建规模已达到风电装机规模的100%！
100%的储能配比，创下国内新能源配建储能项目的储能配比新高，显然已是国内之最！
经查该项目位于安徽省阜阳市。事实上，安徽省的新能源配储比例一直位于全国前列：
2021年12月安徽省能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》显示，大量风电项目的储能配置比例达到新增风电装机的50%以上，个别项目甚至高达风电装机98%，一度令业界哗然。
2022年7月安徽省能源局发布的《关于2022年第一批次风电和光伏发电项目开发建设方案》，风电储能配比较2021年下调，但仍旧高于25%，另外，光伏项目的配储比例为13%左右（可参考文章：储能规模529.2MW/1058.4MWh，安徽2022年第一批风光建设方案正式发布）。
不断攀升的新能源储能配比
除一骑绝尘的安徽外，我国新能源配储比例越来越高之势已然显现，10%，15%的配置比例已属常规设置，20%、25%的配置比例正不断出现。
以9月份开始招投标的部分新能源配储项目为例，就有新疆、甘肃、西藏、内蒙、海南等地新能源配置储能比例超过了20%。并且在这些项目中，储能时长除2小时外，4小时、5小时的长时储能也屡见不鲜。例如西藏的存量光伏项目，按照25%，持续放电时长5小时配置储能，储能相当于可以存储光伏按额定功率发电时，1小时的发电量（参考文章：25%/4小时，西藏光伏项目开始高比例配置储能）。
新能源配置储能的需求，已经成为目前储能发展最主要的驱动力，大比例配储愈演愈烈的情况下，储能的装机容量预计还要节节高升（可参考文章：新能源配套储能，2022年预计落地超7GW/14GWh）。
新能源配储
赔本赚吆喝
但明显落后的市场机制，也为新能源配置的储能获得合理收益蒙上了阴影。
假设储能设备生命周期可循环6000次，每次充放电深度90%，循环效率90%，不考虑容量衰减等因素，则全生命周期，1kWh的储能可放出电量4860kWh（1kWh*90%*90%*6000次）。而以新能源配储的储能系统采购均价1.487元/Wh考虑（参考文章：3.8GW/14.65GWh,十月储能项目中标分析），1kWh的储能系统造价为1487元。
因此，1KWh的储能系统生命周期内每放出一度电，需要承担的投资成本为0.3060元（1487/4860）。配置于新能源场站的储能设备，显然放出每一度电可获得的收益要高于此，才会具有盈利价值。
目前，西北区域的风光电站上网电价多数不高于0.3元/kWh，即使储能从风光电站充电时电价为0，放电电价收益全归属储能电站，也不足以弥补储能的投资。
简单的进行风光电站弃电回收，新能源场站内的储能项目想要盈利显然很难，必须寄希望于深度参与各类电力市场，包括电力辅助服务市场、电能量市场（现货市场）等。
然而，目前的市场机制并没有给新能源配储创造更多的可操作的空间，例如：
安徽省在2022年5月、2020年12月分别出台了《安徽电力调频辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》，规定了储能参与调峰、调频辅助服务的相关条款和补偿机制，但仍未看到实质的运行效果（可参考文章：安徽：超2.5GW/3.4GWh新能源储能配置需求该如何实现？）
新疆的支持政策需要追述到2020年。时年5月，新疆自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，提出充电功率在0.5万千瓦及以上、持续充电时间2小时以上参与调峰辅助服务市场的电化学储能设施，可获得0.55元/千瓦时的补偿。但极低的调用小时数，使这一政策的效果大打折扣。有关数据显示，2021年折合全年利用小时数恐不超过200小时（可参考文章：新疆2022年储能市场机会分析）。
宁夏2021年11月、7月、3月宁夏曾分别出台过《自治区发展改革委关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)》、《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》、《宁夏电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》。其中前两个项目为独立储能电站的运行创造了一定的条件，最后一个政策指出，储能与新能源的交易分为双边交易和单边交易两种：双边交易时，如与平价上网项目签订合约，则交易电价原则上不可能高于上网电价（燃煤标杆电价，0.2595元／千瓦时）；单边竞价需在双边交易以外，仍有富裕容量才能提供，显然可提供的服务量较难核算。显然也不足以为新能源配储的应用提供足够的收益（可参考文章：近2GW/4.3GWh项目纷纷启动，宁夏成为独立式储能新热土）。
海南位于南方电网，结合南方电网的电力市场改革，海南省在调峰、调频等领域均有储能可参照的相关条款，如2020年发布的《海南电力调峰辅助服务市场交易规则（结算试运行版）》；2020年发布的《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》；2021年发布的《南方区域调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》；2022年发布的《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》等。但海南电网的辅助服务补偿额很小，海南省新能源配储的应用是否具有经济价值，尚待商榷（可参考文章：新能源配储打开海南储能市场，盈利尚不明朗）。
新能源配置储能仍处于赔本赚吆喝的阶段。
莫让储能成为新能源企业的沉重负担
新能源强配储能源于2019年，尽管业内一直对以行政命令方式要求新能源强配的做法褒贬不一，但这一政策仍延续到了今天。从最近的储能配比不断增加的趋势上看，除了行政命令，似乎还有一些其他的因素促使新能源企业在配置更高比例、更长时间的储能。
国家发改委的有关数据显示，配置有储能的新能源场站的调度方式与常规新能源场站无异，2021年投运的储能电站平均利用小时数只有483小时。巨大的社会资源投资浪费显然已现苗头。当大量配置的储能设备无法收回投资，成为发电企业的沉重负担时，储能的电站的运行安全也将会埋下隐患。
系统性研究确定合理的储能布局与储能配比，出台相关政策明确市场机制保证储能参与电力市场获得可保证的收益，显然已经成为目前储能发展最急需解决的问题。
