海上风电配置储能关键问题和机制优化研究

　　海上风电配置储能关键问题和机制优化研究

　　王建明 郭姝君 丛威

　　(中国海油集团能源经济研究院)

　　当前，“双碳”目标正在引领能源绿色革命，海上风电是清洁能源重要发展方向。由于海上风电出力具有间歇性和随机性的特点，大规模海上风电并网后，在一定条件下将给电力系统带来调峰、调频乃至稳定问题。为解决这些问题，需要合理配置灵活性调节资源，除水电、燃气发电、灵活性改造后的煤电外，储能设施的作用不可替代。

　　一、我国海上风电发展情况

　　截至2025年4月底，我国海上风电累计装机容量达‌4351万千瓦，新增装机与累计装机容量已连续4年位居全球第一，占全球海上风电累计装机总量的50%以上。从单位投资成本看，受益于风电核心技术发展，尤其是风机大型化技术不断推广应用及产业成熟度不断提升，海上风电投资成本降至9000～12500元/千瓦，但仍是陆上风电的两倍多;从运维成本看，海上风电运维成本占度电成本的25%～30%，是同等装机容量陆上风电运维成本的1.5～2倍。

　　目前我国近海风电资源开发利用已趋近饱和，预计“十五五”深远海风电项目比例将明显提升。我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(LCOE)大幅高于近浅海风电，介于110～170美元/兆瓦时(约合人民币0.80～1.23元/千瓦时)之间。与国际先进水平相比，我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，包括高端、高附加值产品依赖进口，产业链不完整，缺乏运维经验，智能化管理水平低等。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。

　　(数据来源：彭博新能源财经、伍德麦肯兹等)

　　图 我国海上风电与其他电源LCOE对比

　　二、我国储能行业发展情况

　　近年来，我国储能装机规模快速增长。截至2024年底，我国抽水蓄能累计投产规模超5800万千瓦，连续9年居世界首位;新型储能装机达7376万千瓦，占全球总装机40%以上，年均增速超130%。

　　(一)储能方式对比

　　不同类型的储能存在各自的优劣势，同时也处于不同的技术发展阶段。

　　由于成本较低、寿命长且技术发展较为成熟，物理机械储能，尤其是抽水蓄能应用广泛，但存在地理环境制约、建设周期长等不足。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，尤其在新能源配套领域应用较多。

　　表1 不同储能方式对比

　　(二)电化学储能成本

　　平准化储能成本(LCOS)量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以与LCOE类比，是进行储能技术成本比较的基本工具，表2梳理了主要电化学储能在相关核心假设下LCOS测算数据。目前电化学储能的LCOS为0.4～0.6元/千瓦时，仍不具备经济性。

　　表2 各类型电化学储能LCOS

　　(数据来源：伍德麦肯兹、北京普能等)

　　储能技术按照应用场景可分为表前储能和表后储能。表前储能是指与电网直接相连、有独立功率和电量计量表的储能，可进一步细分为电源侧储能与电网侧储能。目前电化学储能成本虽然较高，但如果表前储能的投资价值通过电力市场得以实现，释放价格信号吸引投资主体，则表前储能仍具备一定发展潜力。

　　三、海上风电配置储能作用及国内外政策

　　(一)海上风电配置储能作用

　　1.调峰服务

　　调峰服务的主要作用是应对发电、负荷变化，增加新能源消纳。新能源配置储能的收益主要来自减少弃电带来的收益及减少深度调峰分摊费用，分布式储能聚合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及达到削峰填谷效果，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。通过发展海上风电配套储能，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。

　　2.调频服务

　　调频服务的主要作用是应对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水电机组的1.4倍，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，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。

　　3.电网稳定控制

　　热稳定方面，如果海上风电大发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改善交直流微电网中稳定性，还可提供无功功率支持，参与输配电线路的电压调节，增强新能源系统的低电压穿越能力，还可充当备用电源及黑启动电源，为电力系统提供紧急的有功、无功支撑，保障电网的安全稳定运行。

　　4.替代透平燃气机组

　　长期以来，我国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”风险，大幅提升能源供应链韧性;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。

　　(二)海上风电配置储能政策

　　国外大多未对海上风电在内的新能源配置储能做强制要求，而是在政策支持基础上由企业自主选择。国外储能发展环境有以下主要特点：一是充分的国家激励政策，即通过制定远期新能源发展目标并直接对新能源配建储能给予充足的财政补贴或税收抵免政策。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，也为储能建设提供了清晰的市场信号。分析可知，国外虽未强制新能源配储，但通过创造合适发展环境，储能实现自身有序发展的同时，也满足了新能源发展需求。

　　我国自2019年以来先后有新疆、内蒙古、安徽、湖南、河南、山西等省(区)发布相关政策，要求新增风电、光伏项目配置储能，相关成本由新能源企业承担。政策推动下，国内已经有14个确定配置储能的海上风电项目，容量达3738兆瓦。

　　表3 国内部分海上风电配储项目进展

　　四、海上风电配置储能应用现状与必要性分析

　　(一)配置储能应用现状

　　由于海上风电配置储能应用数据较少，本文分析陆上风电、光伏配置储能应用情况作为参照。储能应用中存在以下主要问题：一是新能源配置储能利用率低。2022年11月，中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中新能源配储能利用率最低，等效利用系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户侧储能为28.3%。二是存在质量安全性问题。由于新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术，且配置储能的投资成本由新能源企业承担，企业受制于经营压力，选择的产品质量参差不齐，造成部分储能电站安全隐患频发。据统计，2022年1—8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。三是配置储能的依据不明确。相关地区将配储作为新能源建设的前置条件时，未充分考虑不同地区新能源比例、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，电力研究机构发现，在新能源高渗透率的情况下，增加日调节储能对新能源消纳的提升效用将逐渐减弱，新能源利用率将随储能规模增加而趋于饱和。解决新能源消纳问题，不能过于依赖配建储能，需遵循系统观念，发挥多种调节资源和调节手段作用。

　　(二)配置储能必要性分析

　　开展配置储能必要性分析的总体原则是全面分析当地电力系统特性，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，确实需要新配储能时应研究设置合理比例。具体分析内容包括以下四个方面：

　　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2024年全社会用电量1053.51亿千瓦时，而新能源装机达到4325万千瓦，占比69.5%，居全国首位，在全国率先实现新能源装机和发电量占比“双主体”，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、江苏、浙江等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。沿海省份煤电装机占比较高，可为海上风电提供较为充足的调节能力。同时，虚拟电厂在沿海省份也有较好的应用前景。

　　三是可用的跨省跨区输电能力。当部分省区存在新能源消纳问题时，如周边地区具备消纳盈余电力的潜力，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。

　　四是分时电价等措施实施力度。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进而削峰填谷，促进新能源消纳，取得了较好效果。

　　根据上述分析，我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套储能要求。

　　五、海上风电配置储能方式及效用对比分析

　　(一)在电源侧配置储能

　　在电源侧配置储能(简称“电源侧储能”)的功能主要是协助新能源发电满足并网要求，同时提高消纳率。规划和建设管理方面，电源侧储能相对简单，可以按单个项目管理。配置充裕度方面，电源侧储能按单个项目调节能力考虑，总体上必然具备足够充裕度。经济性方面，电源侧储能容量相对小，投资成本高，充放电效率低。整体利用率方面，电源侧储能利用率偏低，主要原因在于储能电站建设、运营能力不足，储能调度技术相对不完善，部分地方配置要求过于超前等。调节作用方面，电源侧储能是与每个海上风电项目打捆配置，位置都在项目附近，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。参与市场方面，电源侧储能不具备独立法人资格，无法独立参与电力市场。

　　(二)在电网侧配置储能

　　相比电源侧储能，在电网侧配置储能(简称“电网侧储能”)在投资经济性、管理水平、全局优化调节作用等多个方面更具优势。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，还可作为独立法人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。管理水平方面，电网侧储能专业化运营促使新能源发电企业专注主业，可促进相关企业成长和管理水平提高。调节作用方面，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的关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与电网的统一调度。2023年9月，山东省发展改革委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局联合发布了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，表明电网侧储能的效用优势开始受到认可。

　　六、结论与建议

　　(一)当前关键问题

　　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模式既不利于体现储能的系统价值，也限定了促进海上风电消纳的具体方式，无论对于海上风电还是储能都难以带来真正的高质量发展。目前二者的协调发展在政策、市场、技术、标准等五个方面存在一定问题。一是多地“一刀切”将配建储能作为新能源建设的前置条件，并未深入研究配建的必要性和合理比例。二是偏重配置电源侧储能，忽视电网侧储能的综合优势。三是配建储能经济性不足，影响企业和行业可持续发展。四是市场激励机制亟待完善，储能对电力系统的贡献应有更合理的收益机制。五是储能系统标准体系不健全，产品质量安全有待提升。

　　(二)机制优化建议

　　一是因地制宜设置海上风电等新能源配置储能标准。建议结合当地新能源资源特性、网架结构、负荷特性、系统稳定水平、调节性手段等因素，开展消纳能力研究，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升及运行要求等实际情况，调研投运储能实际运营数据，评估后确定配置储能的必要性及配置比例。

　　二是重点布局电网侧储能，提升经济效益和优化调控效果。鉴于电网侧储能相对于电源侧储能的优势，建议统筹规划电网侧储能发展，重点引导在大规模新能源汇集、负荷密集接入、大容量直流馈入、调峰调频困难及电压支撑能力不足等关键电网节点合理布局建设;在输变电走廊资源和变电站站址资源紧张地区(如负荷中心区等)支持电网侧储能建设;完善电网侧储能价格疏导机制，逐步推动储能电站参与电力市场。

　　三是利用市场机制激励储能实现可持续发展。建议出台或完善储能参与电力市场机制，现货市场开展前储能可参与中长期电能量市场和调峰市场;现货市场开展后，储能可参与中长期电力市场、现货电力市场、调频市场以及容量补偿等。推动储能在多重市场交易中充分发挥其灵活调节特性，丰富储能收益模式，实现可持续发展。

　　四是加速储能技术多元化发展，推动储能产业降本增效。目前电化学储能中的锂离子电池从安全性、能量密度、成本、发展路径等方面性价比较高。未来随着技术革新，钠离子、液流电池等在储能市场存在广阔应用空间。应综合利用多种储能技术优势，加快推动混合储能技术研发及示范应用，研究多类型储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，推动储能产业降本增效。

　　五是完善储能技术标准，强化质量监管。目前，储能技术标准体系已初步建立，但储能并网及安全方面的技术标准亟需更新完善。在尚存缺失的分支领域应尽快建立健全标准，在较为完善的分支领域应及时修订更新标准。通过建设覆盖规划设计、建设施工、并网运营等全链条产业标准体系，确保储能安全可靠运行。