郭姝君，王建明，李傳棟

1. 中國海油集團能源經(jīng)濟研究院，北京 100013；2. 國網(wǎng)福建省電力有限公司電力科學研究院，福建福州 350007

0 引言

當前，“雙碳”目標正在引領能源產(chǎn)業(yè)綠色革命，海上風電成為清潔能源重要發(fā)展方向［1］。因海上風電出力具備間歇性、隨機性特點，大規(guī)模海上風電并網(wǎng)后，一定條件下將給電力系統(tǒng)帶來調峰、調頻乃至穩(wěn)定問題。解決這些問題需要合理配置靈活性調節(jié)資源［2-3］，除水電、燃氣發(fā)電和煤電外，儲能作用不可替代［4］。但現(xiàn)有新能源強制配置儲能的政策不僅加重了企業(yè)成本負擔，更是沒有深入分析配置儲能的必要性以及配置方式的合理性、經(jīng)濟性。目前普遍存在儲能利用率偏低的問題，不利于構建良性行業(yè)生態(tài)。

本文聚焦于探討海上風電在何種情況下需要配置儲能，以及電源側和電網(wǎng)側儲能如何選擇等問題，對海上風電及儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀進行分析，立足國內(nèi)外行業(yè)政策特點及新能源配儲普遍問題，結合海上風電配置儲能的應用，對海上風電配置儲能的作用及必要性展開深入剖析，并提出相關建議。

1 海上風電發(fā)展概況

海上風電具備資源穩(wěn)定、發(fā)電利用率高、不占用土地等優(yōu)勢，成為實現(xiàn)“雙碳”目標和推進能源綠色低碳發(fā)展不可或缺的技術布局。2021 年10 月國家發(fā)展改革委等九部門聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》（發(fā)改能源〔2021〕1445 號）提出“有序推進海上風電基地建設及優(yōu)化近海風電布局，推動深遠海風電技術創(chuàng)新和示范應用”。目前，中國近海風電已實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展。截至2022 年底，中國繼續(xù)保持全球最大海上風電市場地位，海上風電累計裝機容量達3 051×104kW，同比增長15.6%，基本均為近海風電。

中國海上風電在“雙碳”目標和“十四五”規(guī)劃下雖具備良好發(fā)展前景，但仍存在成本制約等問題。從單位投資成本看，受益于風電核心技術國產(chǎn)化、風機大型化技術推廣應用及產(chǎn)業(yè)成熟度不斷提升，近淺海海上風電投資成本已降至1.2×104～1.4×104元/kW，但仍是陸上風電成本的兩倍多［5］；從運維成本看，海上風電運維成本占每度電成本的25% ～ 30%，是陸上風電運維成本的1.5 ～ 2 倍［6-7］。

中國近海風電資源開發(fā)利用已趨近飽和，而水深超50 m 的深遠海風電技術可開發(fā)資源超20×108kW，預計“十五五”期間深遠海風電項目比例將明顯提升。中國深遠海風電起步晚，整體處于項目示范階段，平準化度電成本大幅高于近淺海風電（如圖1），介于0.80 ～ 1.23 元/（kW·h）。與國際先進水平相比，中國在適用于深遠海的漂浮式風電技術和產(chǎn)業(yè)方面存在差距，體現(xiàn)在高端高附加值產(chǎn)品依賴進口、產(chǎn)業(yè)鏈不完整、運維經(jīng)驗缺乏、智能化管理水平低等方面，加之海上風電國家補貼取消，未來深遠海風電的發(fā)展條件遠不如當初陸上風電和光伏。

圖1 中國海上風電與其他電源平準化度電成本對比

2 新能源配置儲能概況

2.1 儲能應用概況

近年來，儲能裝機規(guī)?？焖僭鲩L。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2023年9 月底，中國已投運儲能項目累計裝機容量達7 520×104kW，其中機械儲能、電化學儲能裝機規(guī)模占比分別約為66.0%、33.1%。不同類型的儲能方式存在各自的優(yōu)劣勢，同時也處于不同的技術發(fā)展階段，對比見表1。

表1 不同類型儲能技術對比

機械儲能中抽水蓄能應用廣泛，但存在建設周期長、受地理環(huán)境制約等不足。電磁儲能尚處于開發(fā)期，光熱儲能的性能和關鍵設備水平待提升，兩者均未普及應用。比較而言，電化學儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，行業(yè)發(fā)展較快，尤其在新能源配置領域應用較多。海上風電配備儲能普遍采用電化學儲能。本文將重點對電化學儲能進行分析，以下所稱儲能均為電化學儲能。

2.2 新能源配置儲能相關政策

目前，新能源配儲項目發(fā)展多受政策驅動，多地采取“一刀切”式配儲要求。2019 年以來，先后有28 個省份發(fā)布相關政策，要求新增風電、光伏項目配置儲能，其中23 個省份明確新能源配置儲能比例在5% ～ 30%之間、儲能時長1 ～ 4 h。如甘肅省2021年發(fā)布《關于“十四五”第一批風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設有關事項的通知》（甘發(fā)改能源〔2021〕327號）明確指出甘肅省河西地區(qū)最低配儲比例為10%，其他地區(qū)為5%，儲能設施連續(xù)儲能時長均不低于2 h，并將儲能配置作為集中式風電和光伏發(fā)電項目競爭要素之一。當然，陸上大規(guī)模風電光伏基地送出和消納困難，要求配置儲能有其技術上的合理性。

國內(nèi)對海上風電配置儲能的相關政策處于起步和探索階段。目前，福建、廣東、江蘇、浙江等省份對海上風電配置儲能均提出明確要求，例如：福建省2022 年底出臺《關于加快推動鋰電新能源新材料產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展的實施意見》（閩發(fā)改規(guī)〔2022〕12 號），將配儲納入海上風電競配項目；廣東省2023 年發(fā)布的《廣東省促進新型儲能電站發(fā)展若干措施》（粵府辦〔2023〕4 號）中規(guī)定，2022 年后新增規(guī)劃海上風電項目需按10%配儲比例、1 h 儲能時長進行配儲。此外，多個沿海省市也在開展海上風電配置儲能應用模式探索，例如：浙江省2021 年印發(fā)《浙江省可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，提出集約化打造海上風電+儲能等示范項目；山東省2022 年印發(fā)《山東省新型儲能工程發(fā)展行動方案》，提出打造“海上新能源+儲能”應用帶等。

國外大多國家未對包括海上風電在內(nèi)的新能源配置儲能做強制要求，而是在完善政策和市場基礎上由企業(yè)自主選擇。國外新能源配儲整體具有3 個特點：一是充分的國家激勵政策。制定遠期新能源發(fā)展目標并直接對新能源配置儲能給予充足的財政補貼或稅收抵免政策。例如：美國加州公共事業(yè)委員會于2022 年批準長期清潔能源計劃，提出2032 年儲能新增規(guī)模發(fā)展目標并通過采購指令推動該目標實現(xiàn)；澳大利亞可再生能源署于2022 年公布1 億澳元儲能支持計劃，用于支持電網(wǎng)側大型儲能建設。二是較為成熟的電力市場。以美國為例，大部分儲能都布置在電力市場完善區(qū)域，其中加州市場占比接近40%。三是公開透明的電網(wǎng)調度。美國和歐洲都會實時公布電力出清結果和安全校核結果，通過節(jié)點電價等方式體現(xiàn)網(wǎng)絡阻塞，也為是否建設儲能提供了清晰的市場信號［9］。分析可知，國外雖未強制新能源配儲，但通過創(chuàng)造適合的發(fā)展環(huán)境，儲能實現(xiàn)自身有序發(fā)展的同時，也滿足了新能源發(fā)展需求。

2.3 新能源配置儲能方式

2.3.1 電源側儲能

根據(jù)接入位置不同，儲能可以分為電源側儲能和電網(wǎng)側儲能。電源側儲能應用場景較為廣泛，包括輔助火電機組提高調峰調頻性能、有效平抑新能源電力的隨機波動、提升新能源電站的主動支撐電網(wǎng)能力等。其優(yōu)勢在于規(guī)劃建設相對簡單，可以按單個項目管理，具備足夠充裕度。劣勢在于電源側儲能容量相對小，投資成本高，充放電效率低［10］，且無法獨立參與電力市場。由于儲能電站建設運營能力不足，儲能調度技術相對不完善，部分地區(qū)配置要求過于超前等，電源側儲能整體利用率偏低。如果將電源側儲能與每個海上風電項目打捆配置，則位置都在項目附近，其僅服務于單一場站，沒有經(jīng)過全局優(yōu)化，儲能容量無法充分利用。

2.3.2 電網(wǎng)側儲能

相比電源側儲能，電網(wǎng)側儲能在投資經(jīng)濟性、全局優(yōu)化調節(jié)作用等多個方面更具優(yōu)勢。投資經(jīng)濟性方面，電網(wǎng)側儲能可通過規(guī)?；ㄔO降低儲能單位成本，并通過共享方式滿足配儲要求，減少初始投資，還可作為獨立主體通過輔助服務和峰谷套利多種方式獲利，最大化利用公共資源。優(yōu)化調節(jié)方面，電網(wǎng)側儲能可實現(xiàn)更優(yōu)調節(jié)效果和更多調節(jié)目標。具體而言，電網(wǎng)側儲能通常布局在電網(wǎng)關鍵節(jié)點，單站規(guī)模較大且具備獨立運行條件，更適宜參與電網(wǎng)統(tǒng)一調度［11］。此外，電網(wǎng)側儲能在控制電網(wǎng)電壓等方面也能發(fā)揮較大作用［12-13］。2023 年8 月23 日，山東省成為全國首個發(fā)布配建儲能可轉為獨立儲能相關文件的省份［14］，表明電網(wǎng)側儲能未來將有更大的發(fā)展空間。但電網(wǎng)側儲能目前也存在成本無法合理疏導、調度機制尚不成熟等問題，因此投資建設和運行管理均受到制約。

2.4 新能源配置儲能存在的問題

一是新能源配置儲能利用率低。中國電力企業(yè)聯(lián)合會于2022 年11 月發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》（簡稱《調研報告》）顯示，電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，其中新能源配置儲能利用率最低，等效利用系數(shù)僅6.1%。

二是新能源配置儲能存在安全問題。由于新型儲能成本高于抽水蓄能、火電靈活性改造等技術，而按照當前政策要求，配置儲能的投資成本需由新能源企業(yè)承擔，企業(yè)受制于經(jīng)營壓力，選擇的產(chǎn)品質量參差不齊，造成部分儲能電站存在安全隱患。據(jù)《調研報告》統(tǒng)計，2022 年1 月至8 月，全國電化學儲能項目非計劃停機共達329 次。

三是新能源強制配儲規(guī)則設定依據(jù)不明確。相關地區(qū)將配儲作為新能源建設的前置條件時，未充分考慮地區(qū)新能源比例、負荷水平、靈活性調節(jié)資源量等條件差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性。另外，據(jù)電力研究機構分析，當新能源處于高滲透率時，隨著儲能規(guī)模增加，新能源消納能力將逐步減弱，新能源利用率將隨之趨近飽和狀態(tài)［15］。

3 應用場景及存在問題

3.1 海上風電配置儲能的主要應用場景

海上風電配置儲能主要應用于調峰服務、調頻服務、電網(wǎng)穩(wěn)定控制、清潔替代等方面。

調峰服務主要是應對發(fā)電、負荷變化，增加新能源消納。新能源配置儲能的收益來源主要為減少深度調峰分攤費用及棄電帶來的收益［16］，分布式儲能聚合服務商可通過階梯報價策略參與競價，從而減少電網(wǎng)調峰調度成本，達到削峰填谷效果［17-18］，也可通過保持負荷側資源參與電網(wǎng)調峰的持續(xù)性市場機制，提高電力資源配置效率［19］。通過發(fā)展海上風電配置儲能，還可平抑風電出力波動、提高電能質量，從而減少棄風，有效促進海上風電消納［20］。

調頻服務方面主要是減少海上風電場的出力波動帶來的電網(wǎng)頻率波動。美國西北太平洋國家實驗室（PNNL）研報顯示，儲能系統(tǒng)的平均調頻效果是燃煤機組的20 倍以上。儲能系統(tǒng)的大規(guī)模應用可改變電力系統(tǒng)的原有特征，并通過下垂控制和虛擬慣量控制對頻率起到支撐作用［21-22］，還可跟蹤系統(tǒng)凈負荷來改善系統(tǒng)頻率控制性能，有效緩解風電接入電網(wǎng)產(chǎn)生的頻率波動［23］。

電網(wǎng)穩(wěn)定控制方面，當海上風電大發(fā)可能導致近區(qū)線路或變壓器過載時，可利用儲能設備吸收過量電能，在輸變電設備具備可用容量時再釋放電能。電壓穩(wěn)定方面，儲能裝置可通過支撐母線電壓方式改善交直流微電網(wǎng)穩(wěn)定性［24］，也可通過提供無功功率支持方式增強低電壓狀態(tài)下新能源系統(tǒng)穿越能力［25］，還可通過充當黑啟動電源及備用電源方式保障電網(wǎng)整體安全穩(wěn)定運行［26］。

清潔替代方面，長期以來，海上油氣田作業(yè)平臺使用透平燃氣機組，不僅供電成本高，而且絕大部分設備尤其是關鍵零部件依賴進口?！昂Ｉ巷L電+儲能”組合替代透平燃氣機組，可解決關鍵設備“卡脖子”問題，大大提升能源供應鏈韌性。同時，以海上風電替代化石能源發(fā)電，可帶來顯著的節(jié)能減排效果和經(jīng)濟效益；以“海上風電+儲能”為基礎，可推動構建綠電-綠氫-綠氨/綠色甲醇的海上綠色產(chǎn)業(yè)鏈。

3.2 海上風電配置儲能的關鍵問題

在海上風電已取消國家補貼、儲能經(jīng)濟性較低的情況下，海上風電強制配置儲能的模式既不利于體現(xiàn)儲能的系統(tǒng)價值，又阻礙了海上風電快速消納，導致海上風電和儲能都難以實現(xiàn)高質量發(fā)展。目前二者的協(xié)調發(fā)展在政策、技術、市場、標準等方面都存在一定問題。

一是多地強制將配置儲能作為海上風電建設的前置條件。2022 年底以來，部分沿海省份相繼出臺政策，強制要求海上風電配置固定比例的儲能。然而，東南部沿海省份作為中國電力負荷中心，電力需求持續(xù)較快增長，外受電規(guī)模較大，且海上風電距負荷中心近，海上風電消納壓力較小，是否有必要強制配置儲能，有待深入研究。同時，海上風電成本遠高于陸上風電光伏，強制配置儲能將造成其成本更高，制約了其快速發(fā)展。

二是現(xiàn)有配儲政策偏重電源側儲能。由于受到成本傳導等因素制約，現(xiàn)有電網(wǎng)側儲能未能充分發(fā)揮應有作用。然而，電源側儲能配置在單個海上風電場站沒有進行全局性優(yōu)化選址，導致儲能僅能調節(jié)打捆的海上風電場站出力，未能充分發(fā)揮對系統(tǒng)的經(jīng)濟性和安全性貢獻，也不利于獨立儲能模式的發(fā)展。

三是當前市場機制對儲能發(fā)展激勵不足。絕大多數(shù)省份尚未出臺獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的細則。海上風電配置的儲能難以獲得足夠市場收益［27］。新版“兩個細則”（《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》）規(guī)定了輔助服務費用補償方式和分攤原則，但細則真正落地見效尚需時間。部分省份雖已開始探索容量補償機制，但目前仍有資源準入難、費用分攤不明確、價格不確定等問題亟待解決。

四是儲能系統(tǒng)標準體系尚待統(tǒng)一和完善。并網(wǎng)技術標準方面，部分儲能并網(wǎng)標準制定時間較早，涉網(wǎng)指標要求偏低，在關鍵技術指標方面不一致，導致執(zhí)行困難［28］。安全標準方面，在電化學儲能工程施工驗收、安全環(huán)保、運行維護等細分領域尚缺少核心標準，各環(huán)節(jié)安全把控仍存在短板。

4 應對措施及建議

4.1 儲能配置的必要性分析

基于上述問題，促進海上風電發(fā)展是否有必要配置儲能需從多方面進行必要性分析。總體原則是在全面分析當?shù)仉娏ο到y(tǒng)特性基礎上，當調峰、調頻等能力不足時，優(yōu)先挖掘已有或可改造的調節(jié)資源和調節(jié)手段，確需新配儲能時應研究合理配置比例。具體分析內(nèi)容包括以下四方面。

一是各地負荷水平和新能源裝機比例。例如，西北地區(qū)的青海省2022 年全社會用電最大負荷1 206×104kW，而新能源裝機達到2 814×104kW，占全網(wǎng)裝機比重63%，是全國新能源裝機占比最高的省域電網(wǎng)，此類地區(qū)平抑功率波動和消納電力需求較大。相較而言，東南地區(qū)的廣東省、江蘇省、浙江省2022 年全社會用電最大負荷分別為1.38×108kW、1.31×108kW、1.02×108kW，而新能源裝機占比大致在20% ～ 30%，此類地區(qū)平抑功率波動和消納電力需求較小。

二是現(xiàn)有靈活性調節(jié)資源的潛力。靈活性調節(jié)資源種類多樣，除了儲能，還包括水電、氣電、靈活性煤電以及可調節(jié)負荷、虛擬電廠等。截至2021年底，沿海省份煤電裝機達3.99×108kW，占全國比例達35.9%，可為海上風電提供較為充足的調節(jié)能力［29］。同時，天然氣發(fā)電、虛擬電廠等在沿海省份也有較好的應用前景。

三是跨省跨區(qū)可用輸電能力。當部分省區(qū)存在新能源消納問題時，如周邊地區(qū)具備消納富余電力的潛力，可考慮利用現(xiàn)有或新增聯(lián)網(wǎng)通道減少本地受電規(guī)?；蛟黾油馑碗娨?guī)模，加強電力互濟，實現(xiàn)資源在更大范圍的優(yōu)化配置。

四是分時電價等政策實施力度。近年來遼寧、山東、浙江、蒙西等地陸續(xù)實施低谷電價措施，引導具有調節(jié)能力的工商業(yè)用戶改變用電行為，削峰填谷，促進新能源消納，取得了較好效果。

根據(jù)上述分析，中國部分沿海省份用電負荷較大、新能源比重不高、技術和價格調節(jié)手段較多，應科學研究制定海上風電配置儲能要求。一些省市在這方面作出了較好的示范。例如上海市在考慮企業(yè)調峰能力的基礎上采取海上風電不強制配備儲能、僅預留建設場址的方式降低投資成本［30］。

4.2 配置儲能的建議

一是因地制宜制訂海上風電配置儲能規(guī)則并加大國家政策支持。建議結合當?shù)刎摵商匦?、靈活性調節(jié)資源、跨省跨區(qū)可用輸電能力、價格調節(jié)性手段等因素，開展海上風電消納能力研究，綜合評估后確定配置儲能的必要性?？紤]到儲能成本下降趨勢，可采取分階段、動態(tài)調整容量的配置儲能方式。同時，為促進漂浮式海上風電、海上風電制氫（氨/甲醇）、大容量柔性直流等海上風電相關技術的發(fā)展和工程造價的快速降低，建議加大政策和資金的支持力度。

二是加強配置電網(wǎng)側儲能以提升綜合經(jīng)濟效益，優(yōu)化調控效果。海上風電接入大電網(wǎng)應綜合考慮全局調節(jié)效果、儲能站址資源、獨立儲能發(fā)展、統(tǒng)籌調度控制等因素，加強電網(wǎng)側儲能的配置。對于海上風電與海上油氣田群構成獨立電網(wǎng)的情況，建議深入研究儲能配置方式對于電網(wǎng)穩(wěn)定運行控制的影響和應對措施。

三是利用市場機制實現(xiàn)儲能激勵的可持續(xù)發(fā)展。建立、健全儲能參與電力市場機制，如：現(xiàn)貨市場開展前，儲能參與中長期電能量市場和調峰市場；現(xiàn)貨市場開展后，儲能參與中長期電能量市場、現(xiàn)貨電能量市場、調頻市場以及容量補償?shù)?。具體而言，短期可研究設立調頻、爬坡、備用等各類新型輔助服務品種，同時要結合各地實際探索電力現(xiàn)貨市場機制，逐步建立儲能與海上風電聯(lián)合參與市場機制；長期應進一步豐富儲能收益模式，探索建立容量補償機制，合理規(guī)劃海上風電配置儲能項目。

四是完善儲能技術標準和強化質量監(jiān)管。目前，國內(nèi)雖已初步建立儲能技術標準體系，但并網(wǎng)及安全技術標準亟需完善。建議及時更新動態(tài)響應特征、故障穿越能力等涉網(wǎng)指標要求偏低的儲能標準，制定海上風電儲能聯(lián)合運行等新模式的運行及管理標準，修訂電化學儲能質量安全相關標準，從國家層面出臺儲能電站狀態(tài)監(jiān)測評價等強制性要求，加強和完善儲能產(chǎn)品全生命周期質量監(jiān)管。