据不完全统计，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。

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。

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。

据测算，一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目，配储后的成本将增加30%—60%，而对于本身度电成本更高的风电项目来说，配储后度电成本很可能出现翻倍。

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。

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。

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。

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。