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去年以来，随着国内新能源场站建设规模的持续扩张及电力辅助服务市场的日益活跃，新能源配置储能呼声渐高，已有新疆、内蒙古、河南、山西、辽宁、湖南、安徽等至少11个省出台了相关政策要求，有的省将新能源配置一定比例储能作为项目核准及接入的必备前置条件，去年以来，根据网站公开信息，“风电+储能”公布及在建的项目已近30个。今年下半年，安徽华能蒙城风电场40MW/40MWh储能项目，华润濉溪孙疃风电场10MW/10MWh储能项目也陆续投运。同时行业媒体发声：“风电+储能”要成为新能源发展的必然“标配”。目前看国内主流新能源投资企业以及电储能产业链也积极应对布局，相信以2020年为元年，“风电+储能”配置将随着开发规模的快速增长、电力系统灵活性调控资源需求的同步增长、系统储能成本下降、运行规则、市场机制的进一步完善，呈星火燎原、快速发展之势。
同时我们也要客观理性的分析目前“风电+储能”配置在政策机制、应用场景、运行规则、产品技术方面是否准备充分，特别是在风电后平价时代，“风电+储能”的模式如何更好的参与电力现货市场及电力辅助服务市场，真正体现甩掉“拐棍”、并发挥新型灵活调节资源的系统价值。需要在初期的示范项目就统筹兼顾、从长计议。“风电+储能”配置不仅需要技术和成本上的突破，更需要市场长效机制的建立，并根据应用场景适应性调整运行规则。
02储能装置在风电场配置的主要作用
随着风电开发建设规模的快速增长，电网“两个细则”考核日趋严格，风电目前作为传统电力普遍认为的“强波动、弱调节、弱抗扰”的变流器电源，成为同步发电机为主的电力系统辅助服务“理所当然的买单方”，近年来“电力辅助服务”（运行调节成本）分摊费用增长迅猛，某些省今年已近0.1元/kWh，使得风电场收益空间日渐压缩，给进入平价时代的风电产业持续健康发展带来一定影响。
储能装置在风电场配置主要作用包括降低发电计划偏差、减少弃风限电，提供调峰、调频等辅助服务、“低储高放”参与现货交易等。同时，布局在新能源场站汇流升压站的独立储能电站，还可以起到改善并网联络线潮流，减缓输电阻塞等作用。各部分作用简述如下：
1）降低发电计划偏差：是通过储能装置配合风功率预测系统，对给出的短期与超短期发电计划偏差部分予以“充放电纠偏”，将有利于风电场减免电网“两个细则”考核罚款，降低运维费用。2）减少弃风限电：是通过储能装置在大风时段（如后半夜）或负荷低谷期时“充电”、在小风时段或负荷高峰期“放电”，通过“能量搬移”手段起到削峰填谷的作用，减少风电场弃电损失。3）调峰、调频辅助服务：若风电场储能装置能够接受电网调度，参与系统深度调峰（可与减少风电场弃风限电统筹安排）、或者风电场不是通过预留功率备用而是通过配置储能具备一次调频能力并接受调用考核（GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》、DLT1870-2018《电力系统网源协调技术规范》均明确要求），应该减免电力辅助服务费用分摊并获得相应补偿收益。4）“低储高放”参与现货交易：电力市场的进一步开放将有助于提升新能源消纳空间，风电场参与电力市场现货交易的机会将越来越多，若风电场参与电力现货交易频次较高，因储能装置具有双向调节能力，可参与现货交易获取价差，形成“低储高放”的预期收益，可与“降低发电计划偏差”作用同步安排。5）减缓输电堵塞：在风电外送汇集站通过储能装置可有效减缓输电堵塞作用，可与“减少弃风限电、参与系统深度调峰”同步安排，在接受电网调度的前提下获得相应收益。
此外，储能装置在电力系统中还可实现无功支撑、快速调压、惯量支撑、黑启动等其他应用，但需要结合具体应用场景进行系统设计与盈利模式设计。
同时强制性国标GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》明确要求新能源场站必须具备一次调频、快速调压与调峰能力。综合现有可行的技术手段来看，尽管从理论上而言，“风电+储能”配置能较大程度上解决风电场目前迫切的现实需求，有利于实现“可预测、可调节、可支撑”的并网友好型目标，但是需要在储能产品完善可靠、技术成本逐步下降的预期上，进一步明确与设计“风电+储能”的具体应用场景、设计标准、运行规则与长效市场机制，方可使“风电+储能”配置真正有效的支撑风电产业健康持续发展。
03“风电+储能”模式目前面临的主要问题及改进建议
1、“风电+储能”应用场景与价值贡献需要进一步明确。
从以往“风电+储能”项目情况看，多是政策示范性和资源牵引性项目，项目本身并没有盈利性，特别是去年以来的“风电+储能”项目，投资业主基于“保电价”、“圈资源”目的而上马的储能项目，本身就是一个投资收益权衡的衍生品，对其应用场景及价值贡献缺乏理性考虑和深入研究。
目前多个省区要求风电场配置储能应具备电网统一调度的调峰、调频能力以及减少弃电的能力，或者将储能装置分离出来以第三方独立储能电站地位参与系统调峰辅助服务，也在运营规则中明确了储能装置参与辅助服务的市场定位和按效果付费的基本原则。但“风电+储能”在系统中的作用定位仍不清晰，如何调度管理，如何计量结算，调峰深度、调用频次也不得而知。同时风电场业主所希望的通过储能装置“充放电”调节降低发电计划偏差减免“两个细则”考核罚款、通过“低储高放”获取电力现货价差收益等应用场景下，储能装置如何运行调用也不清晰。
从目前风电投资业主的心态来看，不论储能装置是参与系统调峰或是减少弃电，都希望能够产生相应的价值贡献——或减少“两个细则”考核罚款，或减少“电力辅助服务”费用分摊，或有新的价值赢利点。其最终能否通过储能系统控制策略设计、联合场站优化运行、商业模式设计等方式，实现多元价值，仍需要进一步深入研究。
2、“风电+储能”配置需进一步完善行业技术标准支撑。
目前，储能应用技术方面的国家或行业标准尚不全面，是制约储能发展的瓶颈之一。譬如电池储能系统，锂离子电池、储能变流器、BMS等主要环节的标准虽然初步形成，但储能作为系统工程所涉及到并网安全的储能产品、集成设计、安装、验收、运维、消防安全等基础技术标准目前尚不健全，需要进一步明确。如：对于储能系统的功率容量定义，是直流侧或是交流侧？储能系统高低压穿越的工况状态是充电还是放电状态？一次调频功率幅度和频率调节范围如何设置等等……
再如集中储能电站目前在国外、国内均发生过损失惨重的火灾事故。风电场多处在山区荒漠偏远地带，与升压站统一布置的电池储能系统消防安全至关重要，储能系统消防设计应体现以“预防电池储能系统热失控为主，防消结合”的集成设计原则，否则一旦出现电池热失控酿成火灾，就是“火烧连营”的严重后果。
还有大规模电池储能系统退役电池的梯次利用、回收尚未形成行业标准和规模化产业链，如磷酸铁锂电池按满容量充放电循环次数达到5000-6000次后，如何退役更换，如何回收再利用等都还是未解之疑。
再如储能容量选择配置、充放电时间各地储能政策也是要求不一，从5%—20%容量配比、0.5小时—2小时充放电时间要求各不相同。据了解，由上海电力设计院牵头编制的《风光储联合发电站设计规范》（国标征求意见稿）于2017年7月公告征求业内意见，其中针对储能容量选择配置的要求如下：
“6.2.2风光储联合发电系统的容量配比应以电网不同调控模式（平滑功率输出、跟踪计划出力、系统削峰填谷等模式）要求为目标，经技术经济综合比较后最终确定。1）当风光储联合发电系统采用平滑功率输出模式，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的10%，在额定功率下持续放电时间不宜小于0.5h。2）当风光储联合发电系统采用跟踪计划出力模式，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的30%，在额定功率下持续放电时间不宜小于1h。3）当风光储联合发电系统参与系统调频时，储能系统配置的最大功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的20%。4）当风光储联合发电系统采用削峰填谷模式，储能系统应根据电网具体要求，经过优化分析后确定。”
严格的讲，储能系统容量及充放电时长的选择，需要根据“风电+储能”应用场景（系统定位），结合风光出力波动性、灵活性调节资源稀缺性、电网结构、负荷特征等因素综合计算分析，并辅以建模仿真，给出最适宜的容量选择、应用场景和运行控制策略，而非一刀切、无差异的储能配置政策要求。
据悉，国标《风光储联合发电站设计规范》目前已完成报批稿，预计不久的将来会下发执行，届时“风电+储能”配置设计将有一个可参照的规范依据，但仍需因地制宜，根据具体的应用场景及主要关联因素，体现有据可依、量身定制的设计成果。
3、储能配置还需要进一步降低投资成本，释放盈利空间
储能电站成本分为技术成本和非技术成本，技术成本高主要是因为储能尚未规模化应用，电池、PCS、EMS等设备成本高；非技术成本高，主要是储能电站开发、土地、接入、并网验收费用等。
从LCOE角度看，风电场配置储能的LCOE成本受到系统成本、系统营收、净发电量等多因素影响，不能简单看做风电LCOE成本和储能COE成本的加和。通过LCOE成本计算，当前新能源配置储能将拉低风电场收益水平，新能源场站配置储能仍有待于储能成本的大幅降低，以及储能循环寿命增长。当且仅当新能源场站配置储能系统的LCOE低于电力市场交易差价均值时，新能源配置储能通过电能转移实现峰谷套利的商业模式才可成立；当调频市场为主的辅助服务市场价格水平高于储能系统的LCOE时，其参与辅助服务市场的商业模式才可成立，且需要考虑单独运行而非与新能源场站捆绑的方式；当系统对于新能源场站出力和预测精度考核的严格程度达到一定高度时，从实际应用的角度才有必要通过包括加装储能装置能方式寻求解决方案。
4、“风电+储能”应着眼于提高调节能力，配置应不拘形式，多措并举
GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》明确要求3.3.2条给出了电源与电力系统调峰、调频和调压等调节能力的关系，并提出“新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活调节资源及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备”的要求。可见其主导思想是从系统需求出发，譬如一次调频响应、无功调整和电压自动控制方面，完全可以着眼于组合资源的灵活性和调节能力入手，而不应该也没有必要限定具体实现方式，要求每个场站配置大容量的电池储能系统。
电池储能的替代方案不胜枚举，完全可以因地制宜，灵活组合。可以有在风电汇集站建设“共享储能”、“风电+可调节水电储能”、“风电+压缩空气储能”、“风电+光热储能”等多种可比选方案。如建设“风光同场+储能”，风光资源具有互补特性，风光同场互补在一定程度上降低了发电出力的波动性与峰谷差，然后再根据系统灵活性调节资源需求确定储能的容量和形式。又如“风电+常规调节性电源”的组合，现阶段其价值与经济性也高于单个风电项目配置储能。因此，应允许风电配合多种储能技术方案或采用具备同等效果的解决方案，而不应在当前技术快速发展的情况下，仅局限于电池储能的单一路线来强制推行“风电+储能”配置模式。“风电+储能”是能源转型驱动下，通过技术创新和市场机制引领的新兴业态，我们仅有“拥抱储能”的情怀还不够，因为一个新兴业态若要被广大受众认同并接受，必须要解决经济可行性、应用便利性与安全可靠性，因此需要政府、电网、新能源与储能企业、行业协会组织聚焦问题，从储能应用场景拓展、政策与运营规则制定、市场机制建立、技术标准完善、产品成本下降方面各尽所能、共同发力，使得“风电+储能”模式得以有效落地。
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