“风光互补”发电项目若要大规模应用，须解决成本过高的难题。
9月中旬，由中电投宣化新能源发电有限公司投资6.18亿元建设的一期装机总量71.34兆瓦的中电投宣化风光互补发电项目，开始并网发电。
这是自2014年中国首座100兆瓦级风光互补发电示范站在新疆吐鲁番建成以来的最新一例。据不完全统计，国内拟建和在建的大型并网风光互补发电项目总装机超过300万千瓦，相当于2014年中国光伏总装机的三分之一。
发展风光互补发电项目某种程度上属无奈之举。国家能源局公布的数据显示，今年1-6月全国弃风电量175亿千瓦时，平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点。来自国网能源研究院的统计显示，今年1?6月，国家电网区域（不含蒙西）累计弃光电量达17.33亿千瓦时。
这也迫使业界将提高新能源发电量的解决方案，转向了风光互补及其配套储能以后形成的微电网上。因其可以充分发挥夜间风力大，白天光伏强的优势，保证电网的平稳运行，最大限度地减少损失，提高经济效益。
不过，中国电力科学研究院微电网研究室主任吴鸣对《财经国家周刊》记者表示，大规模风光互补对缓解波动引起的限电有一定效果，但很难起到决定性作用。在当前新能源发电成本过高的现实下，通过风光互补加储能来解决弃风弃光，甚至可能得不偿失。
缓解限电效果微弱
风力和太阳能发电虽是清洁无污染的可再生能源，但在自然界中，由于气象、温度等多方面的因素导致风能和光照形成的能量存在分散、峰谷波动等问题，造成如风力发电的间歇性以及太阳能发电系统在夜间和光照条件不好时无法提供电力等。
风光互补应用能够综合风力发电和太阳能发电的优势，解决单独使用风力发电或太阳能发电受季节和天气等因素制约的问题，使得风力发电和太阳能发电形成互补，风光互补发电站的输出功率较单独的风力发电站或单独的光伏发电站输出功率更稳定，有利于提高供电的可靠性和资源的利用效率，更有利于电网接纳。
除能量的互补性以外，风电与光伏在资源方面也被认为具有协调发展优势。如在中国西北地区同时具备充足的风资源和光照资源，且在风电场同步建设光伏还可以对土地进行合理化、集约化利用。
但看起来很美，实现起来并不容易。北京天润新能投资公司通过对2005?2009 年新疆哈密十三间房地区多年测风数据和太阳辐射资源日变化分析表明，在该地区建设49.5 兆瓦的风电场与10 兆瓦的光伏电站互补能够实现的效果最好，如单独计算风力发电站日均出力峰谷差是6.2兆瓦，采取风光互补后，峰谷差缩减到4.0兆瓦。然而，在该地区，正因为风电装机是光伏的5倍左右，才能取得较为满意的效果。即便如此，因采取风光互补而缩小的峰谷差2.2MW，仅是总装机59.5MW风光互补电站的3.7%。
吴鸣表示，理论上风光互补打捆输出具有优势，但在西部电网限电严重的情况下，如进行配建，风光互补装机量叠加必将进一步加剧限电，造成更加不利的局面。
另一种模式是给“风光互补”系统配套大规模储能，用来削峰平谷，储存阶段性过剩的电量来缓解弃风弃光导致的电力损失。2012年张家口国家风光储输示范工程，通过两期的建设如今风电总装机49.85万千瓦、光伏装机9万千瓦、储能装置7万千瓦，这是国内集风电、光伏、储能及输电工程四位一体的最大规模示范项目。该项目并网3年，虽从技术上能够满足风电、光伏等并网发电要求，并提升了风电、光伏并网可靠性，但经济性却屡遭质疑。
中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康向《财经国家周刊》记者表示，目前中国已建成风光储示范项目验证了技术的可行性，但商业化运营模式未能形成。成本是个始终绕不开的问题，配套储能项目后的平均成本远高于现行电价。
储能成本过高待解
风光互补加储能形成的系统实质是典型的一种微电网。新能源微电网最大优点是将风、光、天然气、地热等分散的分布式电源进行整合，形成多能互补的能源综合利用网，以组网的形式克服分布式电源随机性和间歇性的缺点，扩大分布式电源的利用。在售电侧市场化改革的背景下，未来产业园区、经济开发区、发电企业、独立售电企业都可利用新能源微电网搭建自己的发、供、用体系，开展配售电业务。
换句话说，这样的区域性风光储项目在当前更加具有现实意义。
7月，国家能源局发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》，提出加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制。
来小康表示，《指导意见》对加快新能源微电网发展有极大促进作用，但储能项目的平均成本远高于现行电价。从用户层面看，目前储能的成本仍然过高。这就意味着，在没有补贴的情况下，小型风光储系统在大电网覆盖的区域普遍应用并不具备优势。
不过，据业内人士透露，国家有望对风光储等形式组成的新能源微电网示范项目提供补贴。补贴标准和如何补贴正在论证中，政策有望在近期出台。
