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隨著雙碳目標和新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的推進，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)電化學儲能累計裝機規(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不是問題。

儲能單位成本始終是大家關注的一個重要指標，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，我們也看到在建設時期、充放電倍率、應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，不同項目建設模式、設備品牌、征地費用、其他費用等因素會造成建設成本的差異，但一個最重要的原因是因為儲能能量統(tǒng)計標準不一致。

以常規(guī)電廠來說，裝機容量一般指發(fā)電機的額定功率，儲能有功率和能量兩個指標，同時不同的項目建設初期確定的考核指標不盡相同，導致項目備案的功率、能量背后有比較大的差異。電芯能量、直流側初始放電能量、儲能變流器交流側初始輸出能量、并網(wǎng)點/公共連接點初始輸出能量都可被理解為儲能的能量，同時實際安裝能量又與運行期內(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、是否預留無功輸出能力等多重因素相關。

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，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)生功率和能量的損耗。

以某儲能電站為例，電芯安裝能量為100MWh，充放電倍率0.5C，110kV并網(wǎng)。并網(wǎng)點的初始輸出能量（估算）為：100MWh×93%（放電深度）×98%（直流側損耗）×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%，站用電損耗假設按2.4%考慮，實際的初始輸出能量為86MWh?？梢钥闯?，同樣的一座100MWh儲能電站，若按電芯能量考慮，電芯能量為100MWh；若按并網(wǎng)點容量考慮，電芯能量需要為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，還需進一步的增配，例如假設考核按照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)進行電池的更換或增補，此部分費用是否包含在初期的建設成本內(nèi)也是造成單位造價差別大的因素。

對于儲能電站能量的說法，目前國家和行業(yè)還缺乏統(tǒng)一的規(guī)定，由于考核點的不同等多重因素的差異，實際電芯安裝能量差異較大，各種應用場景和考核方式對儲能能量配置的需求點也各不同。在項目執(zhí)行過程中，建議對電芯安裝能量和考核點輸出能量兩個指標進行規(guī)定。 

原標題：儲能能量到底是多少？