缺少盈利模式
据记者不完全统计，自2020年初至今年10月，全国已有十多个省份陆续发布了新能源强制配备储能的要求。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。
新能源项目强制配储的“大潮”基本已席卷全国，但主动响应的风电开发商却“寥寥可数”。“现在已经获得核准的陆上风电并网项目中，如果没有前期要求，开发商基本没有主动配备储能设施的。”一位不愿具名的风电业内人士在接受记者采访时表示。
截至10月14日，记者查阅了甘肃、广西等多省区发布的风电市场化项目公示，其中显示，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%。
“为什么不配储?不配肯定是因为增加了成本。今年陆上风电行业已经全面平价，开发商也大多相应调低了利润预期。”上述风电业内人士告诉记者。
中国科学院电工研究所教授陈永翀告诉记者：“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。”
风电配储更难
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。
实际上，在业内专家看来，风电作为一种具有波动性的可再生能源，其配备储能的情况与光伏储能也有所不同。据陈永翀介绍，不像光伏发电因昼夜差异和短时波动存在更为明显的峰谷特性，风电消纳匹配性较差，可能存在连续数天大风或无风天气的情况。风储结合应用的关键应在于通过合理的容量配置和适当的运行策略，来抑制因波动性和间歇性引发的系统冲击。
据了解，为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。
在此情况下，陈永翀指出，相对于光伏配储而言，理想的风电配储调峰对于储能时长的要求更长，连续储能时长或需达到4—10小时，这一要求对于储能系统的度电成本要求也将更为苛刻。
期待政策破局
面对各地的配储要求和相对高昂的配储成本，在业内看来，建立健全的储能价格机制以及有效的“新能源+储能”项目激励机制将成为未来破局关键。早在今年7月，国家能源局就曾发布《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。
多位业内专家指出，目前风电配储主要仍是由各地政府与电网公司强制要求。要构建以新能源为主体的新型电力系统，还需要相应的政策支撑，同时也需要各利益相关方转变观念，共同探索可行的商业模式。
值得注意的是，随着可再生能源平价时代到来，多位业内专家也指出，技术的不断创新进步也将为风电配储带来新的市场空间。
上述风电业内人士指出：“今年以来风机设备价格快速下降，陆上风机单机功率也在持续提升，部分以前算不过账来的项目换上大机组后，现在也算得过来账了，开发商也有了一定的盈利空间。”
陈永翀也表示，随着可再生能源配备的电化学储能技术逐步走向成熟，安全性、成本和资源的可持续发展方面不断进步，未来5—10年内电池储能系统的度电成本将有望降至0.2—0.3元/千瓦时的水平。
