风电强制配套储能还不适宜大面积推广 一般千瓦投资造价增加200-300元

打开行业网站最新消息，青海风光新能源项目配置10%容量的储能的新闻吵得沸沸扬扬。储能这个老课题，已从过去的水下逐步浮出水面，风电发展最初的难题，却到最后来解决。不得不说，新能源的发展一直都在坎坷的道路上前进。兆瓦级风电发展15年来，风电发展过程中遇到的技术问题、成本问题、电力输出问题、弃风弃光问题等都已逐步或基本解决，本以为平价上网之后可以再次大展拳脚，没想到又遇到强制配套储能政策。

01、政策逐步在各个省市浮出水面

我国风电发展到今天，装机容量总计超过2.09亿千瓦，风电的弃风问题眼看胜利在望，岂料在2020年这个庚子年突然遇到了新难题，截止4月上旬，已经超过10个以上省市区能源主管部门发布或变相发布暂停新增风光新能源项目的年度计划，新能源发展再次遇到了成长的烦恼，其公开或潜台词均要求可再生能源开发企业做一件事——配套储能。

目前，强制配套目前还是具备个别地区，由于各个省市新能源与传统能源的比例存在差异，储能的政策也各尽不同。

青海：早在2017年就开始强制实施储能配套新能源建设。印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，明确2017年青海规划330万千瓦风电项目，各项目须按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

新疆：2019年5月，自治区发改委、国家能源局新疆监管办发布了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，开始储能配套试点。2020年3月，自治区发改委又下发关于征求《新疆电网发电侧储能管理办法》意见函，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦以上，持续充电时间2小时以上，对根据电力调度结构指令进入充电状态的电量给予0.55／千瓦时的补偿。

其实，这几天“北极星电力网”网站新闻也高调指出：储能将来成为新能源标配。就目前风电发展现状而言，笔者认为有点激进，只能说部分省市在积极探索和推进新能源发电储能配套。从下面几个省的政策文件和实际做法就可以看出，鼓励电源企业进行储能建设，为后续的新能源发展扫除新的障碍。

湖南：3月20日，湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，指出电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施，切实提高新能源消纳送出能力，为省新能源高比例发展提供容量空间。

根据笔者的了解，其实湖南电网已经开展了储能电站的建设，并把储能产业作为湖南未来一个重要产业进行扶持。目前，国网湖南省电力有限公司发展部下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，通知明确，28家企业已承诺配套新能源项目总计建设388.6 MW/777.2MWh储能设备,与风电项目同步投产，配置比例为20%左右。

内蒙古：3月26日，内蒙古自治区能源局印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。今年科左中旗100万千瓦风电场、30万千瓦光伏电站、32万千瓦/96万千瓦时储能电池的“火风光储制研一体化”项目已经落地。

江西：《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020—2023年)》指出要推进储能市场发展。充分发挥江西省全钒液流电池及其储能系统产业基础，建设培育稳定的、与分布式新能源应用及区域智能微电网建设融合的新能源领域储能市场。支持锂电池、钒电池等二次电池在光伏、风力等新能源发电配建储能、电网调峰调频通信基站储能等多方面推广应用，开展综合性储能技术应用示范。

河南：4月7日，河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》，通知指出将实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目。而在平价风电项目中，优先支持配置储能的新增平价项目。今年3月，河南鹤壁50MW分散式风电配套15MW储能，配套比例达到30%。

安徽：安徽省政府印发《安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划》指出，开展风光储一体化等新能源微电网技术研发，实现分布式能源高效、灵活接入以及生产消费一体化。安徽亳州谯北风电场建设容量100MW，配套储能20MW/20MWh储能系统（1个小时充电）。

江苏：2020年已经开始风电场的储能配套。盐城市射阳县新洋农场、江苏省淮安市淮安区复兴镇两地风电储能项目101.2MW，两个项目配套储能容量为22.68MW、电池容量规划时长4小时。

据不完全统计，国内已有报道的风电配套储能项目有19例，从储能规模来看，近期公开的几个项目中风电配置储能的比例从10%、20%到25%不等，储能时长为1~2小时，仅有采用全钒液流电池储能项目的储能时间为4小时。

02、配套新能源储能是未来实施智慧能源的重要手段

风电的输出存在稳定性不强的致命障碍。尽管有风功率预测系统的加持，但不能实现即需即发；而且风电与水电一样，也存在年度的周期性，存在大风季节和小风季节。同样，电源负荷端也有周期性和需求的不稳定性，生活用电晚上用电负荷高，工业用电白天用电负荷大。因此，电源端的输出大小及周期变化与受电端的负荷高低变化需要同步匹配，这就需要有一个媒介把电力负荷进行调节，而“储能”就是这样一个媒介。

建设储能电站，可用于削峰填谷、提高供电可靠性。储能可大幅平抑风电间歇性能源的波动；同时风电场电网发生故障时，为不可中断的重要负荷供电，提高供电可靠性；其次通过储能削峰填谷，为电力负荷用户节约用电成本，缓解电网侧变压器负载；此外还可以提高电能质量，提高电网电压调节能力。

根据国家二次能源消耗的远景规划，到2050年火电比例要下降到50%以下，如果风光新能源的发电比例达到20%，储能将成为可再生能源发电占比较大区域的必然选择。同时，随着智慧能源的推广，智能调度给电源供给侧提出了更高的要求，要做到电源随要随有，同时尽最大可能减少风光水的丢弃，储能确实是不二之选，这也是储能存在的重要意义。

03、强制配套储能目前还不适宜大面积推广

储能是新能源发展过程中迈步过去的坎吗？大家都知道，风电发展到今天，从补贴到平价，部分区域已经开始和水电火电同价竞争，电源企业在风电投资的收益率直线下降，部分项目已经在盈亏平衡点挣扎。而且风资源质量已经从15年前的8-9m/s下降到今天的5m/s甚至更低（80m塔高平均风速），逼迫风电机组供应商的设备单位价格曾经一度达到3000元/kw，基本达到了风机厂家的盈利最低线。如果继续在风电场增加储能配套，意味着要再增加一笔投资。

笔者初步了解，按20%的储能设置配套，一般风电场千瓦投资造价增加200-300元（根据风电场的容量大小，以及充电容量要求）。南方区域的山地风电场项目目前度电成本都已经在基准收益率的生死线上，如果在增加200-300元/kw的投资，肯定部分项目将不具备投资价值。

当然，是否需要一刀切强制标配（风电，个人认为光伏配套可能会更加迫切），从南北电源结构特点来看，不尽相同。个人认为北方区域的配套的需求没有那么迫切，主要原因在于北方区域的煤电装机比例较高，区域调峰能力强；但在光伏发电比例较高的区域储能配套需求相对较高。而在南方省份，对于火电装机较少，同时煤电成本过高的区域，配套的迫切性就尤为重要，因为调峰能力相对较弱，同时大部分火电亏损，调峰比例过高，亏损面积越大。另外，对于用电暂时补缺的部分省份，通过配套储能，调整风电的发展步伐，可能也是能源管理部分的一个出发点。

04、储能产业的春天：市场前景广阔，降本增效任重道远

笔者初步了解，有诸多省市已经开始智慧电网的规划与建设，湖南省已经开始了储能调频电站的建设并投入使用，安徽，江西都开始规划，同时把储能产业作为电网产业链的重要环节来发展。

新能源储能的配套，是新能源发展未来的必然道路。短期来看，新能源电源建设成本将增加，但这也意味着新能源发展道路上的最后的一个障碍或被彻底清除，未来新能源的发展或迎来一个更大的市场机遇。

以湖南为例，湖南省首个电池储能电站项目已经在2019年投入使用，它是全国单体容量最大并首次采用全室内设计的电池储能站，项目总投资8.2亿元，规划储能容量120MW/240MWh。长沙市还印发了《长沙市加快先进储能材料产业发展三年（2020-2022年）行动方案》。方案指出，将基于新能源汽车、能源储能、基站储能等应用领域，目标到2020年底产值规模达400亿元以上，到2022年底产业规模突破1000亿元。

强制或鼓励储能配套，意味着储能产业最难熬的冬天即将过去，当然，通往春天的道路上也意味着要分担新能源增加储能成本的重担，加强降本增效工作，共同解决风电发展难题。成本降多少，市场就会扩大多少，相信我们的储能企业懂得这个道理。

储能，是难题，同时也是机遇，我相信一旦迈过这个坎，新能源的明天会更好！