據記者不完全統計，自2020年初至今年10月，全國已有十多個省份陸續發布了新能源強制配備儲能的要求。從目前發布的文件來看，各省份配備儲能的要求大致包括了“儲能規模在項目容量的10%—15%”“連續儲能時長2—3小時”等條款，同時也要求配備的儲能設備需具備調峰能力，并與市場化項目同步建成并網。

 

新能源項目強制配儲的“大潮”基本已席卷全國，但主動響應的風電開發商卻“寥寥可數”。“現在已經獲得核準的陸上風電并網項目中，如果沒有前期要求，開發商基本沒有主動配備儲能設施的。”一位不愿具名的風電業內人士在接受記者采訪時表示。

 

截至10月14日，記者查閱了甘肅、廣西等多省區發布的風電市場化項目公示，其中顯示，配備有儲能的項目仍只占少數，儲能配備規模也大多僅在項目容量的5%—10%。

 

“為什么不配儲?不配肯定是因為增加了成本。今年陸上風電行業已經全面平價，開發商也大多相應調低了利潤預期。”上述風電業內人士告訴記者。

 

中國科學院電工研究所教授陳永翀告訴記者：“從目前的成本來看，目前主流應用的電池儲能系統的成本普遍高于0.5元/千瓦時，成本較高，加之國內市場機制建設滯后，絕大部分缺少盈利模式，業主投資儲能的收益無法保障，因此缺乏自愿安裝的積極性。”

 

 

據市場研究機構天風證券測算，一個風資源相對較好、度電成本相對較低的風電項目，配儲后的成本將增加30%—60%，而對于本身度電成本更高的風電項目來說，配儲后度電成本很可能出現翻倍。

 

實際上，在業內專家看來，風電作為一種具有波動性的可再生能源，其配備儲能的情況與光伏儲能也有所不同。據陳永翀介紹，不像光伏發電因晝夜差異和短時波動存在更為明顯的峰谷特性，風電消納匹配性較差，可能存在連續數天大風或無風天氣的情況。風儲結合應用的關鍵應在于通過合理的容量配置和適當的運行策略，來抑制因波動性和間歇性引發的系統沖擊。

 

據了解，為保證相對穩定的功率輸出，國內主流整機廠商也采用了風機變槳系統，采用高功率電池或超級電容器作為功率型儲能系統，以確保風機在風速波動的情況下保持相對穩定的功率輸出，以及在風力過大時能夠讓風機槳葉恢復到空檔，實現安全停機。然而，功率型儲能系統具備一定的調頻功能，但不具備調峰能力。

 

在此情況下，陳永翀指出，相對于光伏配儲而言，理想的風電配儲調峰對于儲能時長的要求更長，連續儲能時長或需達到4—10小時，這一要求對于儲能系統的度電成本要求也將更為苛刻。

 

 

面對各地的配儲要求和相對高昂的配儲成本，在業內看來，建立健全的儲能價格機制以及有效的“新能源+儲能”項目激勵機制將成為未來破局關鍵。早在今年7月，國家能源局就曾發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，文件提出到 2025 年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，其中“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制、研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”的表述一度振奮市場。

 

多位業內專家指出，目前風電配儲主要仍是由各地政府與電網公司強制要求。要構建以新能源為主體的新型電力系統，還需要相應的政策支撐，同時也需要各利益相關方轉變觀念，共同探索可行的商業模式。

 

值得注意的是，隨著可再生能源平價時代到來，多位業內專家也指出，技術的不斷創新進步也將為風電配儲帶來新的市場空間。

 

上述風電業內人士指出：“今年以來風機設備價格快速下降，陸上風機單機功率也在持續提升，部分以前算不過賬來的項目換上大機組后，現在也算得過來賬了，開發商也有了一定的盈利空間。”

 

陳永翀也表示，隨著可再生能源配備的電化學儲能技術逐步走向成熟，安全性、成本和資源的可持續發展方面不斷進步，未來5—10年內電池儲能系統的度電成本將有望降至0.2—0.3元/千瓦時的水平。