海上风电配置储能关键问题分析及建议

郭姝君，王建明，李传栋

1. 中国海油集团能源经济研究院，北京 100013；2. 国网福建省电力有限公司电力科学研究院，福建福州 350007

0 引言

当前，“双碳”目标正在引领能源产业绿色革命，海上风电成为清洁能源重要发展方向［1］。因海上风电出力具备间歇性、随机性特点，大规模海上风电并网后，一定条件下将给电力系统带来调峰、调频乃至稳定问题。解决这些问题需要合理配置灵活性调节资源［2-3］，除水电、燃气发电和煤电外，储能作用不可替代［4］。但现有新能源强制配置储能的政策不仅加重了企业成本负担，更是没有深入分析配置储能的必要性以及配置方式的合理性、经济性。目前普遍存在储能利用率偏低的问题，不利于构建良性行业生态。

本文聚焦于探讨海上风电在何种情况下需要配置储能，以及电源侧和电网侧储能如何选择等问题，对海上风电及储能行业发展现状进行分析，立足国内外行业政策特点及新能源配储普遍问题，结合海上风电配置储能的应用，对海上风电配置储能的作用及必要性展开深入剖析，并提出相关建议。

1 海上风电发展概况

海上风电具备资源稳定、发电利用率高、不占用土地等优势，成为实现“双碳”目标和推进能源绿色低碳发展不可或缺的技术布局。2021 年10 月国家发展改革委等九部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445 号）提出“有序推进海上风电基地建设及优化近海风电布局，推动深远海风电技术创新和示范应用”。目前，中国近海风电已实现规模化发展。截至2022 年底，中国继续保持全球最大海上风电市场地位，海上风电累计装机容量达3 051×104kW，同比增长15.6%，基本均为近海风电。

中国海上风电在“双碳”目标和“十四五”规划下虽具备良好发展前景，但仍存在成本制约等问题。从单位投资成本看，受益于风电核心技术国产化、风机大型化技术推广应用及产业成熟度不断提升，近浅海海上风电投资成本已降至1.2×104～1.4×104元/kW，但仍是陆上风电成本的两倍多［5］；从运维成本看，海上风电运维成本占每度电成本的25% ～ 30%，是陆上风电运维成本的1.5 ～ 2 倍［6-7］。

中国近海风电资源开发利用已趋近饱和，而水深超50 m 的深远海风电技术可开发资源超20×108kW，预计“十五五”期间深远海风电项目比例将明显提升。中国深远海风电起步晚，整体处于项目示范阶段，平准化度电成本大幅高于近浅海风电（如图1），介于0.80 ～ 1.23 元/（kW·h）。与国际先进水平相比，中国在适用于深远海的漂浮式风电技术和产业方面存在差距，体现在高端高附加值产品依赖进口、产业链不完整、运维经验缺乏、智能化管理水平低等方面，加之海上风电国家补贴取消，未来深远海风电的发展条件远不如当初陆上风电和光伏。

图1 中国海上风电与其他电源平准化度电成本对比

2 新能源配置储能概况

2.1 储能应用概况

近年来，储能装机规模快速增长。据中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截至2023年9 月底，中国已投运储能项目累计装机容量达7 520×104kW，其中机械储能、电化学储能装机规模占比分别约为66.0%、33.1%。不同类型的储能方式存在各自的优劣势，同时也处于不同的技术发展阶段，对比见表1。

表1 不同类型储能技术对比

机械储能中抽水蓄能应用广泛，但存在建设周期长、受地理环境制约等不足。电磁储能尚处于开发期，光热储能的性能和关键设备水平待提升，两者均未普及应用。比较而言，电化学储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，行业发展较快，尤其在新能源配置领域应用较多。海上风电配备储能普遍采用电化学储能。本文将重点对电化学储能进行分析，以下所称储能均为电化学储能。

2.2 新能源配置储能相关政策

目前，新能源配储项目发展多受政策驱动，多地采取“一刀切”式配储要求。2019 年以来，先后有28 个省份发布相关政策，要求新增风电、光伏项目配置储能，其中23 个省份明确新能源配置储能比例在5% ～ 30%之间、储能时长1 ～ 4 h。如甘肃省2021年发布《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》（甘发改能源〔2021〕327号）明确指出甘肃省河西地区最低配储比例为10%，其他地区为5%，储能设施连续储能时长均不低于2 h，并将储能配置作为集中式风电和光伏发电项目竞争要素之一。当然，陆上大规模风电光伏基地送出和消纳困难，要求配置储能有其技术上的合理性。

国内对海上风电配置储能的相关政策处于起步和探索阶段。目前，福建、广东、江苏、浙江等省份对海上风电配置储能均提出明确要求，例如：福建省2022 年底出台《关于加快推动锂电新能源新材料产业高质量发展的实施意见》（闽发改规〔2022〕12 号），将配储纳入海上风电竞配项目；广东省2023 年发布的《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（粤府办〔2023〕4 号）中规定，2022 年后新增规划海上风电项目需按10%配储比例、1 h 储能时长进行配储。此外，多个沿海省市也在开展海上风电配置储能应用模式探索，例如：浙江省2021 年印发《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，提出集约化打造海上风电+储能等示范项目；山东省2022 年印发《山东省新型储能工程发展行动方案》，提出打造“海上新能源+储能”应用带等。

国外大多国家未对包括海上风电在内的新能源配置储能做强制要求，而是在完善政策和市场基础上由企业自主选择。国外新能源配储整体具有3 个特点：一是充分的国家激励政策。制定远期新能源发展目标并直接对新能源配置储能给予充足的财政补贴或税收抵免政策。例如：美国加州公共事业委员会于2022 年批准长期清洁能源计划，提出2032 年储能新增规模发展目标并通过采购指令推动该目标实现；澳大利亚可再生能源署于2022 年公布1 亿澳元储能支持计划，用于支持电网侧大型储能建设。二是较为成熟的电力市场。以美国为例，大部分储能都布置在电力市场完善区域，其中加州市场占比接近40%。三是公开透明的电网调度。美国和欧洲都会实时公布电力出清结果和安全校核结果，通过节点电价等方式体现网络阻塞，也为是否建设储能提供了清晰的市场信号［9］。分析可知，国外虽未强制新能源配储，但通过创造适合的发展环境，储能实现自身有序发展的同时，也满足了新能源发展需求。

2.3 新能源配置储能方式

2.3.1 电源侧储能

根据接入位置不同，储能可以分为电源侧储能和电网侧储能。电源侧储能应用场景较为广泛，包括辅助火电机组提高调峰调频性能、有效平抑新能源电力的随机波动、提升新能源电站的主动支撑电网能力等。其优势在于规划建设相对简单，可以按单个项目管理，具备足够充裕度。劣势在于电源侧储能容量相对小，投资成本高，充放电效率低［10］，且无法独立参与电力市场。由于储能电站建设运营能力不足，储能调度技术相对不完善，部分地区配置要求过于超前等，电源侧储能整体利用率偏低。如果将电源侧储能与每个海上风电项目打捆配置，则位置都在项目附近，其仅服务于单一场站，没有经过全局优化，储能容量无法充分利用。

2.3.2 电网侧储能

相比电源侧储能，电网侧储能在投资经济性、全局优化调节作用等多个方面更具优势。投资经济性方面，电网侧储能可通过规模化建设降低储能单位成本，并通过共享方式满足配储要求，减少初始投资，还可作为独立主体通过辅助服务和峰谷套利多种方式获利，最大化利用公共资源。优化调节方面，电网侧储能可实现更优调节效果和更多调节目标。具体而言，电网侧储能通常布局在电网关键节点，单站规模较大且具备独立运行条件，更适宜参与电网统一调度［11］。此外，电网侧储能在控制电网电压等方面也能发挥较大作用［12-13］。2023 年8 月23 日，山东省成为全国首个发布配建储能可转为独立储能相关文件的省份［14］，表明电网侧储能未来将有更大的发展空间。但电网侧储能目前也存在成本无法合理疏导、调度机制尚不成熟等问题，因此投资建设和运行管理均受到制约。

2.4 新能源配置储能存在的问题

一是新能源配置储能利用率低。中国电力企业联合会于2022 年11 月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》（简称《调研报告》）显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中新能源配置储能利用率最低，等效利用系数仅6.1%。

二是新能源配置储能存在安全问题。由于新型储能成本高于抽水蓄能、火电灵活性改造等技术，而按照当前政策要求，配置储能的投资成本需由新能源企业承担，企业受制于经营压力，选择的产品质量参差不齐，造成部分储能电站存在安全隐患。据《调研报告》统计，2022 年1 月至8 月，全国电化学储能项目非计划停机共达329 次。

三是新能源强制配储规则设定依据不明确。相关地区将配储作为新能源建设的前置条件时，未充分考虑地区新能源比例、负荷水平、灵活性调节资源量等条件差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。另外，据电力研究机构分析，当新能源处于高渗透率时，随着储能规模增加，新能源消纳能力将逐步减弱，新能源利用率将随之趋近饱和状态［15］。

3 应用场景及存在问题

3.1 海上风电配置储能的主要应用场景

海上风电配置储能主要应用于调峰服务、调频服务、电网稳定控制、清洁替代等方面。

调峰服务主要是应对发电、负荷变化，增加新能源消纳。新能源配置储能的收益来源主要为减少深度调峰分摊费用及弃电带来的收益［16］，分布式储能聚合服务商可通过阶梯报价策略参与竞价，从而减少电网调峰调度成本，达到削峰填谷效果［17-18］，也可通过保持负荷侧资源参与电网调峰的持续性市场机制，提高电力资源配置效率［19］。通过发展海上风电配置储能，还可平抑风电出力波动、提高电能质量，从而减少弃风，有效促进海上风电消纳［20］。

调频服务方面主要是减少海上风电场的出力波动带来的电网频率波动。美国西北太平洋国家实验室（PNNL）研报显示，储能系统的平均调频效果是燃煤机组的20 倍以上。储能系统的大规模应用可改变电力系统的原有特征，并通过下垂控制和虚拟惯量控制对频率起到支撑作用［21-22］，还可跟踪系统净负荷来改善系统频率控制性能，有效缓解风电接入电网产生的频率波动［23］。

电网稳定控制方面，当海上风电大发可能导致近区线路或变压器过载时，可利用储能设备吸收过量电能，在输变电设备具备可用容量时再释放电能。电压稳定方面，储能装置可通过支撑母线电压方式改善交直流微电网稳定性［24］，也可通过提供无功功率支持方式增强低电压状态下新能源系统穿越能力［25］，还可通过充当黑启动电源及备用电源方式保障电网整体安全稳定运行［26］。

清洁替代方面，长期以来，海上油气田作业平台使用透平燃气机组，不仅供电成本高，而且绝大部分设备尤其是关键零部件依赖进口。“海上风电+储能”组合替代透平燃气机组，可解决关键设备“卡脖子”问题，大大提升能源供应链韧性。同时，以海上风电替代化石能源发电，可带来显著的节能减排效果和经济效益；以“海上风电+储能”为基础，可推动构建绿电-绿氢-绿氨/绿色甲醇的海上绿色产业链。

3.2 海上风电配置储能的关键问题

在海上风电已取消国家补贴、储能经济性较低的情况下，海上风电强制配置储能的模式既不利于体现储能的系统价值，又阻碍了海上风电快速消纳，导致海上风电和储能都难以实现高质量发展。目前二者的协调发展在政策、技术、市场、标准等方面都存在一定问题。

一是多地强制将配置储能作为海上风电建设的前置条件。2022 年底以来，部分沿海省份相继出台政策，强制要求海上风电配置固定比例的储能。然而，东南部沿海省份作为中国电力负荷中心，电力需求持续较快增长，外受电规模较大，且海上风电距负荷中心近，海上风电消纳压力较小，是否有必要强制配置储能，有待深入研究。同时，海上风电成本远高于陆上风电光伏，强制配置储能将造成其成本更高，制约了其快速发展。

二是现有配储政策偏重电源侧储能。由于受到成本传导等因素制约，现有电网侧储能未能充分发挥应有作用。然而，电源侧储能配置在单个海上风电场站没有进行全局性优化选址，导致储能仅能调节打捆的海上风电场站出力，未能充分发挥对系统的经济性和安全性贡献，也不利于独立储能模式的发展。

三是当前市场机制对储能发展激励不足。绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场的细则。海上风电配置的储能难以获得足够市场收益［27］。新版“两个细则”（《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》）规定了辅助服务费用补偿方式和分摊原则，但细则真正落地见效尚需时间。部分省份虽已开始探索容量补偿机制，但目前仍有资源准入难、费用分摊不明确、价格不确定等问题亟待解决。

四是储能系统标准体系尚待统一和完善。并网技术标准方面，部分储能并网标准制定时间较早，涉网指标要求偏低，在关键技术指标方面不一致，导致执行困难［28］。安全标准方面，在电化学储能工程施工验收、安全环保、运行维护等细分领域尚缺少核心标准，各环节安全把控仍存在短板。

4 应对措施及建议

4.1 储能配置的必要性分析

基于上述问题，促进海上风电发展是否有必要配置储能需从多方面进行必要性分析。总体原则是在全面分析当地电力系统特性基础上，当调峰、调频等能力不足时，优先挖掘已有或可改造的调节资源和调节手段，确需新配储能时应研究合理配置比例。具体分析内容包括以下四方面。

一是各地负荷水平和新能源装机比例。例如，西北地区的青海省2022 年全社会用电最大负荷1 206×104kW，而新能源装机达到2 814×104kW，占全网装机比重63%，是全国新能源装机占比最高的省域电网，此类地区平抑功率波动和消纳电力需求较大。相较而言，东南地区的广东省、江苏省、浙江省2022 年全社会用电最大负荷分别为1.38×108kW、1.31×108kW、1.02×108kW，而新能源装机占比大致在20% ～ 30%，此类地区平抑功率波动和消纳电力需求较小。

二是现有灵活性调节资源的潜力。灵活性调节资源种类多样，除了储能，还包括水电、气电、灵活性煤电以及可调节负荷、虚拟电厂等。截至2021年底，沿海省份煤电装机达3.99×108kW，占全国比例达35.9%，可为海上风电提供较为充足的调节能力［29］。同时，天然气发电、虚拟电厂等在沿海省份也有较好的应用前景。

三是跨省跨区可用输电能力。当部分省区存在新能源消纳问题时，如周边地区具备消纳富余电力的潜力，可考虑利用现有或新增联网通道减少本地受电规模或增加外送电规模，加强电力互济，实现资源在更大范围的优化配置。

四是分时电价等政策实施力度。近年来辽宁、山东、浙江、蒙西等地陆续实施低谷电价措施，引导具有调节能力的工商业用户改变用电行为，削峰填谷，促进新能源消纳，取得了较好效果。

根据上述分析，中国部分沿海省份用电负荷较大、新能源比重不高、技术和价格调节手段较多，应科学研究制定海上风电配置储能要求。一些省市在这方面作出了较好的示范。例如上海市在考虑企业调峰能力的基础上采取海上风电不强制配备储能、仅预留建设场址的方式降低投资成本［30］。

4.2 配置储能的建议

一是因地制宜制订海上风电配置储能规则并加大国家政策支持。建议结合当地负荷特性、灵活性调节资源、跨省跨区可用输电能力、价格调节性手段等因素，开展海上风电消纳能力研究，综合评估后确定配置储能的必要性。考虑到储能成本下降趋势，可采取分阶段、动态调整容量的配置储能方式。同时，为促进漂浮式海上风电、海上风电制氢（氨/甲醇）、大容量柔性直流等海上风电相关技术的发展和工程造价的快速降低，建议加大政策和资金的支持力度。

二是加强配置电网侧储能以提升综合经济效益，优化调控效果。海上风电接入大电网应综合考虑全局调节效果、储能站址资源、独立储能发展、统筹调度控制等因素，加强电网侧储能的配置。对于海上风电与海上油气田群构成独立电网的情况，建议深入研究储能配置方式对于电网稳定运行控制的影响和应对措施。

三是利用市场机制实现储能激励的可持续发展。建立、健全储能参与电力市场机制，如：现货市场开展前，储能参与中长期电能量市场和调峰市场；现货市场开展后，储能参与中长期电能量市场、现货电能量市场、调频市场以及容量补偿等。具体而言，短期可研究设立调频、爬坡、备用等各类新型辅助服务品种，同时要结合各地实际探索电力现货市场机制，逐步建立储能与海上风电联合参与市场机制；长期应进一步丰富储能收益模式，探索建立容量补偿机制，合理规划海上风电配置储能项目。

四是完善储能技术标准和强化质量监管。目前，国内虽已初步建立储能技术标准体系，但并网及安全技术标准亟需完善。建议及时更新动态响应特征、故障穿越能力等涉网指标要求偏低的储能标准，制定海上风电储能联合运行等新模式的运行及管理标准，修订电化学储能质量安全相关标准，从国家层面出台储能电站状态监测评价等强制性要求，加强和完善储能产品全生命周期质量监管。