资讯周报 | 储能行业要闻一览（7月31
7月28日，江苏省常州市人民政府发布《常州市新能源产业促进条例（草案）》（征求意见稿）。在储能应用方面，发展和改革主管部门应当推动新型储能规模化应用，鼓励储能领域企业在电源侧、用户侧和电网侧等场景应用，开展风光氢储、风光火储、光储直柔、云储能、共享储能等新模式新业态应用。
风电配储，有多难？
继河南、山东、安徽等省份后，10月9日，河北省能源局发布《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》，明确要求“原则上”南网、北网市场化项目配建一定的调峰能力。这也标志着河北成为最新一个提出新增风电项目配储要求的省份。
01
缺少盈利模式
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。”
02
风电配储更难
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。
03
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。
更多新闻
资讯周报 | 储能行业要闻一览（7月24
7月24日，西藏自治区发改委发布《关于积极推动西藏电力系统构网型储能项目试点示范应用的通知》。《通知》提出要积极推进构网型储能项目试点示范应用，鼓励在阿里地区、那曲市、日喀则市、拉萨市等地区先行先试，支持在其他地市稳妥推进。
资讯周报 | 储能行业要闻一览（7月17
7月17日，广东佛山市南海区促进新型储能产业发展扶持方案（试行）印发。方案提出，对自2023年1月1日起在南海区内新注册成立的新型储能电站建设企业或者已在南海区登记在册的企业利用现有场地改造，三年内建成、并网且符合国家和行业标准的非居民储能项目，固定资产投资总额达500万元及以上，按照建成项目装机容量给予投资方一定的补贴。
