李琼慧：国内海上风电并网消纳及储能应用

2021年6月24日，由北极星电力网、上海电力大学、上海新能源人才技术教育交流中心共同举办的“2021海上风电创新发展大会”在上海召开，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧作题为《国内海上风电并网消纳及储能应用》的演讲，演讲从我国海上风电发展面临的形势及趋势、海上风电开发及并网消纳、“海上风电+储能”：政策及前景三个方面展开。她认为，储能在海上风电发展应用中的价值在于，“海上风电+储能”将成为趋势，将提高海上风电利用价值。

一、我国海上风电发展面临的形势及趋势

“双碳”目标的提出与“构建以新能源为主体的新型电力系统”战略的确定，使我国新能源发展面临新的机遇，也给我国新能源发展带来了如下的趋势：

一是新能源将呈现超常规、跨越式发展，全国年均新增规模可能会在“十三五”基础上倍增；

二是分布式电源、微电网、综合能源系统将成为“十四五”；

三是高比例新能源系统对储能等灵活调节资源需求激增，储能迎来新的发展机遇；

四是新能源开始步入高比例时代，需要承担类似于传统电源的保障电网安全稳定运行的责任与义务；

五是随着新能源电量渗透率的提升，高比例新能源消纳的系统；

六是市场成为新能源消纳主要途径。

同时，我国海上风电的发展也呈现出如下趋势：

一是发展海上风电已成为我国 中南沿海地区 实现碳中和目标的必然选择；

二是海上风电成为欧洲不同国家间跨国电网互联的一种技术选择；

三是我国近海可开发资源开发趋近饱和，向深远海资源开发已成为趋势；

四是受环保要求不断提高，统筹协调开发规划的重要性日益凸显；

五是为充分利用深远海风能资源，多国布局漂浮式海上风电；

六是“十四五”将成为我国海上风电发展新的战略机遇期。

二、我国海上风电开发及并网消纳

海上风电场开发三主要模式

·风电场群（基地）模式

·海上风电+附加产业模式

·海上风电“能源岛”模式

海上风电接网及消纳

同一风资源区内多个临近的海上风电项目由多家业主开发建设，且建设时序不同，若不同业主项目分别接入系统，不利于海域海岸以及输电走廊的集约节约利用。为实现海域海岸以及输电走廊的集约节约利用，需要当地政府、海洋主管部门根据同一海域海上风电开发建设规划，统筹协调各开发业主，通过集中汇集方式接入当地电网。

近期来看，我国海上风电市场消纳空间总体充裕，但还应关注局部地区可能出现的消纳制约。随着海上风电并网容量不断增大，除在当地220千伏以下电压等级消纳外，还需上送至主网，需要对当地电网进行补强，适当建设500千伏汇流升压站。

由于海上风电出力具有明显反调峰特性，对省级电网调峰带来一定挑战，为适应大规模海上风电接入，系统将有配置更多灵活性调节资源的需求：

一方面，需要深度挖掘现有调节资源，如实施现有燃煤机组灵活性改造，深挖存量机组的调峰潜力，充分发挥海上风电自身的功率调节能力。

另一方面，需要新建灵活性资源，如推动调峰燃气机组、抽水蓄能机组建设力度，加快电化学储能新技术应用，增加系统调峰能力。

此外，还应研究源-网-荷-储协同互动调节技术的研究应用推广。

海上风电并网消纳基本原则

规划引领，集约利用

◆ 充分发挥政府协调、资源整合等优势，开展海域资源勘察评估。全国海上风电发展规划和各省（自治区、直辖市）海上风电发展规划应当与可再生能源发展规划、海洋主体功能区规划、海岛保护规划、海洋经济发展规划相协调。

◆ “十三五”规划的近海海上风电项目不具备海上风电基地开发的基础，需对布局和汇集方案进行优化，对符合基地要求的项目调整布局。按照集约开发利用的原则，统一规划海上风电海缆通道及登陆点，提高海域资源利用率。

合理送出，就地消纳

◆ 根据海上风电项目位置分布、送出规模等条件，合理选择送出工程方案。海上风电场离岸距离在80公里以内、装机规模在40万千瓦以内时，一般采用交流输电方式并入电网；当离岸距离超过80公里、装机规模40万千瓦以上时，考虑采用柔性直流输电方式。

◆ 坚持海上风电就地消纳原则，优先考虑就近接入沿海地市220千伏及以下电网消纳，远期无法实现就地消纳的，充分利用已有通道或新建外送通道，实现海上风电就近消纳。

三、“海上风电+储能”：政策及前景

储能在海上风电发展应用中的价值

她认为，储能在海上风电发展应用中的价值在于，“海上风电+储能”将成为趋势，将提高海上风电利用价值。新能源配置储能相关政策

青海、新疆、湖南、内蒙、河南等省出台鼓励新能源配置储能政策，其中青海出台的强制风电项目配置储能政策以及新疆的发电侧光伏储能联合运行试点项目执行不理想。

最新政策

一是关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿），重新定义新型储能并确定新型储能的发展定位、发展思路、发展原则和目标，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。

二是新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿），强调监管备案、安全第一。

三是《关于2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》终稿，明确对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

“新能源+储能”发展前景

储能的技术经济性发展趋势存在较大不确定性，并且会极大影响其未来发展规模和布局。

非抽蓄储能发展规模与其成本水平密切相关，满足系统电力平衡和灵活性需求情况下，2035年发展规模在4000~9500万千瓦区间 。