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20052009 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

中国化学(601117,股吧)与物理电源行业协会秘书长刘彦龙对记者说：“在偏远地区及海岛等特殊应用环境下，采用风光储系统比燃油发电则可实现成本大幅度下降，应用价值得到体现。”

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