2021年，风光配置储能逐渐成为“标配”。但是风电储能与光伏储能相对比，有其自身特性，同时也带来更大的成本增加。如何降低成本，成为风电项目业主比较头疼的一件事。

各省政策催动

有资料显示，风电储能应用模式最早出现在2013年辽宁卧牛石风电场，该项目按10%比例在风电场升压站内配备了5组1兆瓦全钒液流储能系统，以减少风力发电波动给电网稳定运行带来的冲击。但是直到去年才在各地有了长足进展。

2020年年初，当年风电储能项目——华润濉溪孙疃风电场50MW工程配套10MW/10MWh储能系统PC工程开始招标，后许继电气以单价2.154元/Wh的价格中标，当年6月19日，该项目正式并网投运。在2020年有超五十个风电项目配备了储能。其中上海奉贤海上风电项目是国内大兆瓦级“风电+储能”的典型项目，同时也是国内真正意义上的首个“海上风电+储能”工程。

在2021年，风光配置储能逐渐成为带有一定“强制性”的配置。8月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确提出，“自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”也就是说，国家发改委对风电和光伏的配储比例要求都是15%-20%，而配储时长要求是4小时。

截至到10月中旬，一共有18个省市发布了相关政策。其中比较特殊的是，在今年年初山西省大同市已经先于山西省对风光配储提出政策要求。

从目前发布的文件来看，各省份配备储能的要求大致包括了“储能规模在项目容量的10%—15%”“连续储能时长2—3小时”等条款，同时也要求配备的储能设备需具备调峰能力，并与市场化项目同步建成并网。

为什么风电开发需要配备储能

从上表可以看到，一些省份对风电配储和光伏配储的比例要求一样，有一些省份的风电配储比例要求更高。

这是因为风电配置储能的必要性更加突出。风电出力的随机性、间歇性和波动性比之光伏更加难以控制，在电网薄弱地区容易引起电网电压和频率稳定性问题；同时，由于电的发、输配、用同时完成，风电出力的随机性、间歇性还导致其与用户相对固定的用电需要难以匹配。

还有一个非常重要的原因是，在三北地区风力丰裕时期，风力发电能力超过消纳能力，外送电力的高压输电线目前还不能挽救所有的弃风，储能也就更加有必要。

但是目前甘肃、广西等多省区发布的风电市场化项目公示显示，配备有储能的项目仍只占少数，储能配备规模也大多仅在项目容量的5%—10%。

最根本原因是，配置储能增加的成本很高。中国科学院电工研究所教授陈永翀曾经对媒体表示，“从目前的成本来看，目前主流应用的电池储能系统的成本普遍高于0.5元/千瓦时，成本较高，加之国内市场机制建设滞后，绝大部分缺少盈利模式，业主投资储能的收益无法保障，因此缺乏自愿安装的积极性。”

中国电建西北勘测设计院有限公司在今年9月发布的《2021年风电光伏成本经济性分析》中，曾经对各个省份的风电配制储能成本进行过测算：

测算显示，配储4小时大多数省份都在成本上不可行，少数省份配储2小时也处于不可行状态。

风电配储难在哪里

光伏发电相对来说，具有更为明显的峰谷特性，而风电则没有这个优势。也就是说客观上来说，如果想要让风电发挥更好的调峰作用，配置储能时长超过4小时才更加符合需求，但是这对于项目开发者来说，又是不可承受之重。为了保证相对稳定的功率输出，国内主流整机厂商也采用了风机变桨系统，采用高功率电池或超级电容器作为功率型储能系统，以确保风机在风速波动的情况下保持相对稳定的功率输出，以及在风力过大时能够让风机桨叶恢复到空档，实现安全停机。然而，功率型储能系统具备一定的调频功能，但不具备调峰能力。

据市场研究机构天风证券测算，一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目，配储后的成本将增加30%—60%，而对于本身度电成本更高的风电项目来说，配储后度电成本很可能出现翻倍。

如何让风电项目业主更加情愿配置储能，显然是个难题。今年7月，国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件提出到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，其中“建立电网侧独立储能电站容量电价机制、研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”的表述一度振奋市场。但是目前来看，还需要其他一系列政策支撑，才能够将风电配储的意愿抬上去。

目前一个可喜的现实条件是风机设备价格下降很快，使得原来看上去不上算的项目逐渐有了盈利预期。还有一个值得期待的方向是基地式项目推进有助于配储成本压缩。其中尤其反映在海上大规模风电项目中。目前东南沿海各省份有意识地利用独特地理位置因地制宜发展海上风电。以广东、浙江为例，广东计划在十四五期间将海上风电装机提升至18GW，是2021年底4GW目标的4.5倍，并且计划在全国率先实现海上风电平价并网。大规模风电虽然增加了储能装置的成本，但规模化配置在一定程度上也有助于压缩单位成本。

虽然储能的成本压迫着风电的盈利能力，但是一些利好也在帮助风电+储能的投资回收率有强烈的期待。

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