新能源+储能”正在快速在全国普及。9月18日，河南发布《关于下达2021年风电项目开发方案的通知》，要求2021年度风电项目开发方案全部配置储能。此前，山东、安徽等六七个省份新增新能源项目开始强制配建储能。更早些时候，江苏、河南、青海等地已经陆续启动风电储能项目建设，主要以陆上风电和分散式风电为主。而多家公司上市公司已强力布局，其中，新风光相关技术人员告诉财联社记者，公司7月份接了来自安徽省的30mwh风储订单，正在执行。
在业内人士看来，目前风电场发电侧储能仍不具备经济性，政策不断加码有助于推动风储技术进步，从而使得储能快速市场化，而提前布局“风电储能一体化”的企业将首先受益。
储能成本持续降低
储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。光伏、风电新能源发电易受天气等因素影响，具有间歇性和波动性，电网层面需要储能发挥作用，来提升消纳及保持电网稳定性，而风电储能主要采用电化学储能的技术路径。
政策鼓励风电场配备储能。7月21日，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，后续出台一系列政策，支持新能源配套储能建设。而在地方政策层面，公开信息显示，截止目前，已有十多个省份相继发布新能源配置储能方案，主要集中在“光伏+储能”“风电+储能”模式，配置比例在5%-20%之间。其中，安徽、江苏、河南、青海各地已经开始风电储能项目建设，部分项目已经建成并网。
成本方面，天能重工董秘方瑞征此前曾做过测算，目前在风光电厂建设储能系统，发电侧储能度电成本约在0.2元-0.3元/度，叠加发电成本后，远超上网电价。
真锂研究院创始人墨柯介绍，风电场发电侧储能目前虽不具备经济性，但成本有较大的下降空间，“储能系统中，电池成本原来占比超过60%，近两年下降约30%，且电池技术仍在快速进步，逆变器成本约为20%左右，随着产业规模化的提升价格将进一步下降。”
墨柯进一步表示，目前的风电场发电侧储能度电成本再下降一半，综合成本就到火电临界点了，这一目标，大概率在最近一两年的时间即可实现。
而共享储能、智慧储能等新技术、新模式的发展，也将在降低风电储能成本方面发挥作用。远景科技集团CEO张雷此前曾公开表示，到2023年，通过远景的智慧储能技术可将“三北”高风速地区风电度电成本降至0.1元/度，发电侧储能度电成本也可实现0.1元/度。
风电储能一体化企业抢抓市场机遇
新能源+储能的发展，将给风电储能一体化的龙头企业和对风电储能应用有技术储备的企业，带来新的市场机会。
风电上市公司方面，风机龙头企业金风科技此前与三峡新能源和新乡市拟签订《战略合作框架协议》，计划成立合资公司并带动风光储项目投资150亿元以上，并利用新乡市完备的电池产业链进行储能产品的开发及业务发展。
此外，上海电气与国网签署“绿电7月在青海”共享储能建设战略合作框架协议。双方将推进规模化共享储能新兴产业发展，推动新能源高速健康发展和消纳。此前，公司先后与云南玉溪市、天津市、河南许昌、江苏苏州在储能或智慧能源领域签订合作协议。
储能企业方面，阳光电源具备当前平价上网压力下，新能源+储能实现规模化发展的关键支撑技术。公司方面表示，目前公司储能系统广泛应用在美、英、德等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。
新风光相关负责人表示，风光储能给公司带来了新的发展空间，目前来看，这块市场需求很大，对公司来说，是一个非常好的机会。天顺风能近期在接受调研时表示，公司正在积极研发储能的业务，公司在手风电站本身也需要配储能系统，这是公司产品发展的方向。墨柯表示，储能技术的进步和性价比的提升，将刺激风光电厂投资建设，储能系统也将在经济型拐点出现后，由“强制配备”变为自愿。
