中國儲能網(wǎng)訊：隨著雙碳目標(biāo)和新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的推進(jìn)，儲能在電力系統(tǒng)中的作用愈發(fā)顯著。國內(nèi)外儲能項目紛紛落地，儲能規(guī)模在飛速上漲，相關(guān)上市公司在資本市場也都是YYDS。據(jù)CNESA統(tǒng)計，2020年國內(nèi)電化學(xué)儲能累計裝機(jī)規(guī)模3.3GW，同比增長91.2%，隨著今年各地大型獨立儲能的落地開花，超過去年的增長率應(yīng)不是問題。
儲能單位成本始終是大家關(guān)注的一個重要指標(biāo)，據(jù)公開報道，國內(nèi)某新能源場站配套儲能的綜合單位成本在1.7元/Wh左右，我們也看到在建設(shè)時期、充放電倍率、應(yīng)用場景等條件相差不大的情況下，某些儲能項目的綜合成本卻在2.4元/Wh左右，相差特別大。很多人會很疑惑，為什么會有如此之大的差距，誠然，不同項目建設(shè)模式、設(shè)備品牌、征地費用、其他費用等因素會造成建設(shè)成本的差異，但一個最重要的原因是因為儲能容量統(tǒng)計標(biāo)準(zhǔn)不一致。
以常規(guī)電廠來說，裝機(jī)容量一般指發(fā)電機(jī)的額定功率，儲能有功率和容量兩個指標(biāo)，同時不同的項目建設(shè)初期確定的考核指標(biāo)不盡相同，導(dǎo)致項目備案的功率/容量背后有比較大的差異。電芯容量、直流側(cè)初始放電容量、儲能變流器交流側(cè)初始輸出容量、并網(wǎng)點/公共連接點初始輸出容量都可被理解為儲能的容量，同時實際安裝容量又與運行期內(nèi)運行方式、充放電次數(shù)、電量保持率、考核年限、是否考慮站用電損耗、是否預(yù)留無功輸出能力等多重因素相關(guān)。
電芯經(jīng)串聯(lián)或串并聯(lián)后組成電池簇，多個電池簇并聯(lián)后組成電池堆接入儲能變流器直流側(cè)，考慮一致性的因素，放電深度大概在93%左右，儲能變流器將直流電壓變換為交流電壓，再經(jīng)一級或兩級變壓器升壓后接入電網(wǎng)，在放電的過程中同樣產(chǎn)生功率和容量的損耗。
以某儲能電站為例，電芯安裝容量為100MWh，充放電倍率0.5C，110kV并網(wǎng)。并網(wǎng)點的初始輸出容量（估算）為：100MWh×93%（放電深度）×98%（直流側(cè)損耗）×98.5%（儲能變流器效率）×98.5%（就地變壓器、主變、線路損耗等）=88.4%，站用電損耗假設(shè)按2.4%考慮，實際的初始輸出容量為86MWh?？梢钥闯?，同樣的一座100MWh儲能電站，若按電芯容量考慮，電芯容量為100MWh；若按并網(wǎng)點容量考慮，電芯容量需要為116MWh。若再考慮運行期內(nèi)運行方式、充放電次數(shù)、電量保持率、考核年限等，還需進(jìn)一步的增配，例如假設(shè)考核按照10年充放電能量保持率85%考慮，按照每年平均2%的年衰減率，則需要額外再考慮5%的電池超配。對于一些考核周期10年以上的儲能項目，還會考慮在運行周期內(nèi)進(jìn)行電池的更換或增補(bǔ)，此部分費用是否包含在初期的建設(shè)成本內(nèi)也是造成單位造價差別大的因素。
對于儲能容量，目前國家和行業(yè)還缺乏統(tǒng)一的規(guī)定，因為考核點的不同及多重因素的差異，按照電芯的安裝容量來規(guī)定更適宜。
