8月27日，国家发改委官网关于公开征求对《国家发展改革委 国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》意见的公告，征求意见稿明确分类开展“风光水火储一体化”。
对于风光水火一体化，文件要求很明确：
对于存量煤电发展 为“开展“风光火储一体化””项目；对于增量基地化开发外送“一体化”项目；对于增量就地开发消纳 “一体化”项目，明确风光火储一体化实施方案。
存量水电基地开展“风光水储一体化”建设。对于增量风光水储一体化，按 照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要 求，严控中小水电建设规模，以西南水电基地为基础，优先 汇集近区新能源电力，优化配套储能规模，因地制宜明确风 光水储一体化实施方案。
对于存量新能源外送 基地开展“风光储一体化”建设。
不言而喻，“储”已经成为未来能源建设的一个重要方向，无论是存量煤电，水电，还是增量水电，因为电源结构的变化和用电侧峰谷的差值变大，“储“已经成为当前电源投资企业必须面对的一个难题。
作为电力产业链的上游，风电装备企业应该如何面对这个新的难题。毋庸置疑，城门失火，殃及池鱼，电力行业面对新的难题，一个是用电成本必须降低，这是国家政策导向，一个是用电用户需求更加复杂，电网负荷的变化对调频调峰的要求越来越高，提供更加友好的电源，成为电源企业的新任务。
用电成本降低，意味着电源投资的单位度电成本必须持续下降，对风电装备企业带来新的降本压力。持续降本无需多言，一方面是通过扩大风电的装机容量市场，规模化降本；一方面通过技术革新和技术创新，进行技术降本，这方面需要向光伏行业学习，主动降本，持续降本，通过降本提升风电的电源市场竞争力，既是市场需求，也是技术发展必然。
调频调峰意味着新的电源侧必须提供稳定可调的电源供应能力，增加储能，已经成为市场的迫切需要。增加储能，就意味着要增加电源度电成本，这就意味着未来的电源侧必须要单独配置一个UPS，可以做到在一定范围内，随时可提供稳定可靠的电源，无疑增加UPS就要增加投资，度电成本就要增加。在现有的电力供应市场政策前提下，通过技术手段和政策手段，降低调频调峰的次数和容量，尽量减少纯钢的投资。
通常的储能手段其实很多，抽水蓄能是最大的也是最有效的。但建设一个抽水蓄能相当于建设一个小型水利工程和水电站，周期和投资规模都很大，解决短期急迫的调峰需求难度较大。其次是电化学储能，这是最快，最简单的储能方式。但是电化学储能总体而言，前期应用规模不大，大规模的应用还没得到技术验证。针对调峰批次较频繁的区域储能，高频次充放电的安全风险较大，而且成本较高，当前成本在150元/kwh，根据行业内专家预测，2025年的成本预计会下降到60-80元/kwh。更为重要的是当前电网对储能服务的政策尚无统一标准，投资储能存在财务风险。目前湖南28个项目刚刚三峡，国电投等三个企业启动储能EPC招标，好在这几个项目的电价存在补贴，相对而言风险较低，而其他部分项目平价项目，如何确保评价项目在增加储能投资的情况下保证原有的盈利水平，对电源企业而言难度很大。
新能源要发展，就必须面对储能这个实际问题，增加投资干储能已无路可退，如果不解决储能的问题，新能源发展就会受到阻碍，整个产业链都因此受制约，因此，于风电装备企业如何应对一体化的电网举措，也是迫在眉睫。举个简单例子，过去买一个发电机，发电机可调节功率，但是有限，现在必须配套一个UPS，保证输出功率稳定。根据我个人的预测，未来风电场在采购风机的同时，风机搭配储能将成为一个标配方案，也就是风机主机厂卖风机的同时，搭配一套储能系统，风储装备一体化以此应对风光水火储一体化的政策实施。
从新能源电源的特殊属性来看，新能源电源友好性较差，配套储能可以大幅度增加电网竞争力，风电装备企业一方面要持续降本，一方面还要深入开展研究风机加储能的系统方案，一体化的解决方案可以部分减少投入，同时考虑产业链深度融合，采用新的商业应用模式，金融资本，储能集成商，电源企业，风电企业共同联合，通过新的商业合作模式，包括共享，租赁，合资等模式，最大幅度的降低投资风险，根据不同区域的调频调峰需要，设计不同级别的储能方案，以最低的投资换取最大的收益，储能的建设，一方面可以满足调频调峰的需要，一方面可以减少弃风弃光的电量损失，尤其是在负荷峰谷差交的区域，更加具有竞争力。
当然，储能的发展还需要政策的支持，也需要用电侧充分理解电源侧的生产调度难题，充分发挥市场的杠杆作用，执行合理的峰谷电价，降低峰谷负荷差值。
