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哥俩好，配储不能少
对于风电配储，开发商本就是“投标一条龙，配储一条虫”，其缘由离不开“成本”二字。2021年，开发商已经经历了陆上风电平价、风电市场规模缩小、整机价格持续下降三道关卡，加上越来越多的省份出台强制配储的要求令本不“富裕”的生活雪上加霜。由于新能源储能系统目前还处于起步阶段，技术水平和市场机制还不算成熟，配储成本较高，根据相关数据来看电池储能系统成本在0.5元/千瓦时左右，但是配储带来的收益却不理想。且风电配储相较于光伏配储更是难上加难，由于风电场对于场址条件的依赖性更强，发电时长及峰谷出现时间波动性更大，风电配储对储能系统的要求更高，与此同时风电配储的成本也要高于光伏配储。
既然如此，为何非要给风电配上储能这个费钱的“小磨人精”呢？原因主要有两点：蓄电和调频。首次，我国的电网现阶段建设水平导致新能源消纳仍旧是制约新能源产业发展的重要外因。我国主要的风资源集中在三北地区，由于三北地区具备极佳的自然条件，近年来三北地区的新能源产业得到了快速发展，但放眼全国三北地区的社会经济水平并不高，就地消纳的能力有限，长距离输电乃至跨省输电建设成本较高经济效益又不明显，导致弃风弃光现象长期存在，每年都会造成一笔不小的资源浪费。而给新能源配储，则大大有益于资源的合理利用，改善弃风弃光的情况。新能源发电具有不稳定性，导致对新能源发电厂而言安全性才是保证经济效益的基础，只有“绿电”可控，才能实现可用。风电配储能有效的平抑电网波动，使风机的发电功率输出更加平稳，并网的安全性更高，能源的适用性更强。尽管困难重重，但是配储是风电产业实现真正成熟化发展的“最后一公里”，未来风电配储的趋势是必然的且不可逆的。
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近年来涌现出了很多风电新词，比如说分散式风电、风光水火储一体化、沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、海上风电等等，在《“十四五”新型储能发展实施方案》中也对这些新型发展方向有所提及。随着发展方向的变化，储能也要随之而变，以便适应更多的场景化应用。为此，风电观察为广大读者朋友整理储能技术适用场景对照图，以供参考。
风电场选择储能方式需要考虑额定功率、桥接时间、技术成熟度、系统成本、环境条件等因素。首先要实现电能质量管理功能，超级电容器、高速飞轮、超导、钠硫和液流电池储能系统能使风电场的输出功率平滑，外部电网故障时能够提供电压支撑，维护电网稳定；其次，铅酸电池、新型钠硫和液流电池储能系统具有调峰功能，比较适合风电的大规模电能存储（来源：电力科技创新）。对储能方式的合理选择，科学配置各方要素，大大有益于进一步提高资源利用效率及降低成本。未来风电配储发展不仅仅局限于“配”或者“配了多少”，而是使储能实现其效力，功能性与经济效益并重，同时推进储能技术定制化，与场景相符合。
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风电配储的bug也主要存在于两点：技术和商业模式。现阶段新能源电源侧配储的相关技术仍处于起步阶段，很多技术仍旧不成熟并且相关组件仍旧不能实现全国产，导致配储成本高。此外，商业模式的不完善也大大影响着配储带来的经济效益，可以说即使在技术起步阶段的现今，完善的商业模式也可以为广大业主实现收益。近几年，我国也在不断的对新能源配储的商业模式进行着探索，寻找一条共赢的运营模式可以同时填满储能提供商和新能源运营商的“腰包”。这不，“标准答案”它来了！《“十四五”新型储能发展实施方案》中提到：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能。
“共享”这种商业模式已经不算是新鲜词了，我们所熟知的就有共享充电宝，其实共享储能就可以被理解为服务对象更加复杂、运营模式更加多变、技术要素要求更多的“大”充电宝。共享体现在三个方面：共享建设、共享租赁、共享功能。发电企业之间或者电力公司与发电企业共同建设共同使用，或者通过购买或租赁的方式获得容量权益和储能服务，同时共享储能可以实现多种功能，叠加交易品种。共享储能好处多多，在电源侧可以减少弃风弃光辅助调峰增加发电量，在电网侧可以减少管理成本提高新能源消纳，同时增加储能提供方的营业收入。但是我们并不可以把电网系统理解成一个简单的充电宝，在整个系统中发电量和需求量是不断变化的，组成一个庞大、复杂、动态数据库，共享储能模式的成立依托强大的数据分析系统和多方的实时跟进配合。况且，目前共享储能并不能真正意义上的实现共赢，真正落实时参与方的利益没有办法保证。同时，共享储能对应用场景的要求比较比较苛刻，对当地的储能发展水平要求比较高，目前也仅适用于装机量大、消纳压力大、弃光弃风量大的地区。要同时保证多方的收益大于投入，这一笔帐没那么容易算得清。
从《方案》中可以看得出，“十四五”期间风电配储一定会有“大动作”，但是这条路具体应该怎么走，却是路漫漫其修远兮。后续如何，敬请期待。
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