广东省海上风电与燃机、储能综合能源发展政策研究

2021-11-28纪云松刘润宝

绿色科技 2021年10期

纪云松，刘润宝，赵利

(1.广东华电福新阳江海上风电有限公司，广东阳江 529500； 2.华电电力科学研究院有限公司，国家能源分布式能源技术研发(实验)中心，浙江省蓄能与建筑节能技术重点实验室，浙江杭州 310000)

1 引言

随着全球能源结构转型加速，可再生能源在供给侧和消费侧将发挥越来越重要的作用。根据2019年《BP世界能源展望》最新报告，到2040年，世界能源供应量的1/2将来自可再生能源。然而，随着装机容量不断增加，可再生能源固有的波动性和随机性，将会对电网带来很大的冲击，使得所发电力难以消纳，不可避免地引发弃风弃光的情况。对于近几年海上风电飞速发展的广东省，也将面临这个问题，如何合理调度，优化配置，提高可再生能源消纳比例将是未来要面对的巨大挑战。为了优化能源结构、提高能效，促进供给侧改革，将可再生能源和传统能源相结合，形成多能互补一体化的综合能源系统的发展模式成为未来发展的必然趋势。

2 发展现状

2.1 国际发展现状

截至2019年底，全球已投运海上风电场共有146个，累计装机容量达到27.2 GW，同比增长23.4%。截至2019年底，全球共有23个在建海上风电项目，共7 GW。其中英国、德国、中国是全球海上风电装机容量最大的三个国家。从发展趋势看，欧洲海上风电增速平稳，而中国海上风电则呈飞速发展，其他地区也将有一定发展，预计在数年后，中国将会成为海上风电占比最大的国家。

目前，世界上尚未有商业化的海上风电、燃机、储能一体化的项目。海上风电配置储能方面，2017年10月，由挪威国家石油公司运营的苏格兰海域30 MW漂浮式海上风场Hywind项目安装了一套1MW容量的电池系统，是全球首个真正意义上为海上风电场配套设置的电池储能系统。目前全球海上风电配置储能装机容量最大的三个国家分别为美国、韩国和澳大利亚，然而三个国家的储能规模都不到200MW，整体而言，海上风电配置储能在全球范围内发展缓慢。由于近期储能价格不断下降，未来几年海上风电配置储能的模式将会得到业内认可，装机容量也会不断增加，海上风储市场也逐渐由以上几国转到中国等锂电池生产的大国。

2.2 国内发展现状

中国海上风能资源丰富，近海区域拥有着200 GW的风电可装机容量，潜力巨大。截至2019年底，中国在建海上风电项目达到13个，共3.7 GW，占全球在建项目的数量及容量均超过50%。从资源禀赋及发展趋势看，中国极有可能在未来两年就超过英国和德国，成为全球最大的海上风电市场。目前，我国建成及在建的海上风电项目主要分布在广东、江苏、福建、浙江等东南沿海省份，其次为海南、广西、山东等省，目前海上风电开发区域以近海地区为主，开发条件较好；而深海区域有巨大发展空间，有数量众多的处内项目。

目前我国的海上风电装机容量较小，而东南沿海省份用电量负荷大，地方电网调度能力强，包括海上风电在内的新能源电力基本可以就近消纳，没有出现弃风现象，且国家暂时没有制定相关政策对风光新能源有配置储能的明确要求，加之目前储能的成本还比较高，在无补贴情况下项目难以盈利，因此，目前我国还没有配置储能的商业化运行海上风电项目。

据最新消息，2020年12月，国家能源局发布了我国首个“海上风电+储能”招标项目公告[1]，国华弶港风电场将建设容量为10 MW/20 MWh 储能系统，若项目顺利建成，即将成为我国第一个海上风储项目。

2.3 广东省

广东省海岸线漫长，海域辽阔，岛屿众多，风力发电资源丰富，尤以粤东潮汕地区和粤西阳江至湛江一线开发条件最好。据估计，广东省近海海域可开发的风能资源理论总储量约为100 GW，是我国未来海上风电项目开发潜力最大的地区之一。2019年底广东省投运并网的海上风电装机容量为320 MW(珠海桂山120 MW、湛江徐闻200 MW)，在建的项目装机容量1.9 GW。广东省目前有规划的海上风电场址23个，装机容量共计66.85 GW，其中浅水区9.85 GW，深水区57 GW，项目主要分布在粤东(汕头、汕尾、揭阳)和粤西(阳江、湛江)附近的海域[2]。

由于目前广东省海上风电320 MW的装机容量相比于广东省巨大的用电负荷(平均负荷75 GW、最高负荷109 GW)来说，显得很小，即便加上在建的1.9 GW，消纳问题带来的影响还不明显，因此广东省尚未出台配置储能的规定。加上广东省海上风电项目施工难度大，投资成本要比江苏等省份要高30%，现阶段对国家补贴有较强的依赖性，在配置储能无法获利的情况下，海上风电项目没有配置储能的动力，暂时也还没有商业化投运的风电项目配置储能。

3 相关政策分析

3.1 国家大力调整风电的发展格局

我国《能源发展“十三五”规划》中明确提出要调整优化风电的开发布局，逐步由“三北”地区为主转向中东部地区为主，大力发展分散式风电，稳步建设风电基地，积极开发海上风电。我国《电力发展“十三五”规划》也提出要调整“三北”风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏，提高风电就近消纳能力，解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的1/2。在江苏、广东、福建等地因地制宜推进海上风电项目建设。由此可见，国家对于风电发展的导向已经由西北指向东南，由内陆指向大海。

据规划[2，3]，广东省海上风电装机容量将从2020年2 GW激增到2030年的30 GW，10年间计划增加1400%；而陆上风电则只从2020年6 GW增加到2030年的10 GW，10年间增加不到70%。由此可见，广东省作为海洋资源大省，是国家未来风电布局中的重要板块。受限于资源条件，可开发的陆上风电和光伏等可再生能源的发展空间很有限，而海上风电的利用开发却有较大的潜力。因此，规模化发展海上风电将是包括广东省在内的东南沿海各省未来进一步提高全社会用电量中非水可再生能源比重的主要途径。广东省地方政府根据中央规划做出了调整，在未来10年里，广东省的风电发展政策导向迅速从原先以陆上风电为主转到以海上风电为主，广东省将作为我国海上风电的领头羊，引领全国风电布局的变革。

3.2 风电补贴逐年退坡，向平价上网过渡

2019年1月，国家发展改革委、国家能源局提出了推进风电、光伏平价上网目标达成的具体措施，在投资、并网、输电、消纳等方面均优先向平价上网项目倾斜，积极推进我国西北地区资源条件较好的陆上风电和光伏项目平价上网项目的建设，预示着海上风电也将会往平价上网目标的方向努力[4]。

2019年5月，国家发展改革委对我国海上风电上网电价有了明确的规定：将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的海上风电项目全部要通过竞争方式确定上网电价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价从2018年的0.85元/(kW·h)调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为0.75元/(kW·h)。新核准的近海风电项目均需通过竞争方式确定的上网电价，中标价格不得高于上述指导价。[5]。2019年5月，国家能源局发布的《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)中对2019年度风电、光伏发电项目建设提出以下要求：积极推进平价上网项目建设，严格规范补贴项目竞争配置。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。

由此可见，国家对风电补贴逐年减少，补贴退坡也逐渐从陆上风电推向海上风电，直至实现平价上网，是未来不可避免的趋势。在过渡期间，通过指导价有序退坡和项目竞价上网两种手段，择优建设低补贴的优质项目，推进平价上网的进程。

3.3 强调要根据电网消纳能力有序安排风光项目建设

2020年3月，国家能源局发布的通知[6]中要求：①要根据国家相关规划和本地区电网消纳能力为依据，严格落实监测预警要求，合理安排新增核准(备案)项目规模；②电网公司要做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案；发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。③要加强对辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管；④要稳妥推进海上风电项目建设。

由此可见，我国可再生能源电力消纳问题已经较为严峻，国家政策把消纳能力放在非常重要的位置，并令电网公司等相关部门严格把关，以消纳能力作为安排风光新能源项目建设容量规模及时序的主要依据。虽然海上风电的消纳问题目前还不突出，也需要提前未雨绸缪，超前布局，对于海上风电的发展指向，由原先的“大力发展”调整为“稳妥推进”，更为理性地引导海上风电的合理开发。

3.4 通过多能互补一体化提高可再生能源电力消纳比例

2016年7月，国家发展改革委、国家能源局提出要利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，充分发挥具有灵活调节性能火电机组的调峰能力，建立配套电力调度、市场交易和价格机制，开展风光水火储多能互补系统一体化运行，提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益[7]。

2020年8月，国家发改委、国家能源局提出要结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，稳妥推进“风光火储一体化”，提高对可再生能源电力消纳能力，力争各类可再生能源利用率在95%以上。

由此可见，通过多能互补储能一体化提升电力系统的灵活性，增强协调和应急能力，减少弃风弃光现象，提高风光新能源电力消纳比例，将成为未来增加可再生能源渗透率的重要途径。海上风电与储能、燃机耦合形成一体化综合能源系统，将是广东省结合自身资源禀赋和能源结构，因地制宜贯彻国家“风光火储一体化”政策的重要手段。

3.5 广东省地方政府积极落实国家政策

2020年6月，广东省能源局在转发国家能源局发布的通知[8]中提出要稳妥有序地推进广东省海上风电建设，认真梳理已核准海上风电，将海上风电项目建设纳入各市重点督查范围，主动协调解决项目建设中存在的问题，争取2017年底前已核准项目在2020年底全部并网，2018年底前已核准项目在2021年底全部并网。由此可见，广东省积极响应国家政策，推进项目发展。

2020年8月，广东科技厅提出要研发海上风电发电集群并网控制实时仿真平台和海上风电与天然气结合的虚拟电厂优化调度系统，研究大规模海上风电风功率预测技术、海上风电场集电系统、变电系统、送出系统的优化设计技术方法及海上风电场交直流并网优化方式。研究天然气发电以及非化石能源发电等多元互补与协调控制技术、智能调度，适用于海上风电接入和消纳的市场机制和负荷增长方案，需求侧响应提高海上风电消纳能力的技术手段，大规模海上风电发电集群多元互补及消纳等[9]。由此可见，广东省在海上风电与储能、燃机、综合能源等相关领域积极开展课题研究与技术攻关，在科学技术层面为海上风电与储能、燃机一体化建设提供有力支持。

2020年9月，广东省发改委、能源局、科技厅等六部门下发的行动计划[10]，提到要大力发展先进海上风电等优势产业，助推广东省能源清洁低碳化转型，到2025年，全省非化石能源消费约占全省能源消费总量的30%，还明确提出海上风电领跑工程，出台广东省扶持海上风电发展的政策，争取2025年前海上风电项目实现平价上网；还特别强调了要规模化开发海上风电，重点建设阳江海上风电全产业链基地以及粤东海上风电基地这两个海上风电的产业集聚区，到2025年底累计投产海上风电约15 GW。此外，还特别提出要推进电源侧火电联合储能和“可再生能源+储能”发电系统建设。由此可见，广东地方政府积极探索适合广东省的地方性支持政策，推动海上风电在广东的快速发展，并提出了比全国更高的要求和标准，力争成为全国海上风电配置储能领域的开拓者，海上风电平价上网的先驱。

最近，广东省能源局新发布的《广东省能源发展“十四五”规划》强调需提升电力系统的灵活性，要按照需求侧最大用电负荷的20%和发电侧最大发电负荷的10%左右的目标，加强电力调峰和应急能力建设。增强供给侧调节能力，合理安排安全应急调峰储备电源，推进火电机组灵活性改造。结合各地综合用能需求推进“互联网+”智慧能源、多能互补、用户侧储能项目建设，发展智能用电、负荷控制和储能技术，鼓励各类电源、电力用户、储能及虚拟电厂灵活调节、多向互动，推进源网荷储协调发展，提高电力系统灵活性和调节能力。由此可见，广东省预先制定了具体指标，量化储能的配置，采取行之有效的手段，制定了可行的发展路线，有秩序地推进综合能源一体化、智能化建设，为未来广东省可再生能源及综合智慧能源发展指明了方向。