截至今年3月，全國已投運海上風電項目容量只有369.5萬千瓦，但累計在建容量達到1000.38萬千瓦。此外，全國已核準（核準公示）未開建的海上風電項目容量達到4138萬千瓦。
中國海上風電項目主要集中在廣東、江蘇、浙江、福建等沿海經濟發達省份，靠近負荷中心且當地具備承受較高電價的能力，這本是海上風電消納的優勢條件。但2019年上半年以來，蘇、閩、粵三地負荷增速低于全國平均水平，同時，電力規劃設計總院蘇辛一曾公開表示，當一個省的海上風電裝機容量達到千萬千瓦時就可能面臨調峰問題，主要原因在于沿海地區需要接受大量不參與調峰的外來電，核電裝機規模較大且同樣不參與調峰，這可能擠占新能源的消納空間。
未來消納或承壓
未來海上風電的消納情況與當地的電源規模、負荷增長以及外送能力密切相關。“當一個地區的電源出力與外送能力之和小于等于當地負荷，這個地區的消納能力就沒有問題。”江蘇省電力設計院電網公司系統部副主任王震泉在2019中國新能源高峰論壇上表示。
如果負荷增速與新能源裝機增速保持一致，消納并不會成為未來海上風電發展的掣肘。但隨著全國用電量增速放緩，未來海上風電消納形勢將可能變得嚴峻。
今年上半年，全社會用電量增速為5.0%，較上一年有所回落。國家能源局發展規劃司司長李福龍在2019年上半年能源形勢新聞發布會上表示，從國際經驗來看，產業結構轉型、服務業比重提升的過程通常伴隨著用電增速下降，因此，當前和今后一段時間，用電量從前些年的高速增長階段“換擋”至當前的中速增長階段是必然趨勢。
江蘇、福建和廣東是國內海上風電在建項目最為集中的三個省份，占到全國累計在建容量的87.7%。今年上半年，江蘇、福建和廣東的全社會用電量同比增速均低于全國全社會用電量增速。
同時，廣東和江蘇需要接受不參與調峰的區外來電，省內核電機組按基荷運行不參與調峰，福建則主要由于省內核電裝機占比較高，上述三個省份的電網調峰形勢日益嚴峻。江蘇電網曾測算，到2020年，如果3900萬千瓦的區外來電不參與調峰，則全省調峰缺口將達到1200萬千瓦。
如果電網調峰資源未能相應增加，那么只能將棄風棄光作為暫時性的調峰手段，這將在一定程度上壓縮海上風電的消納空間。
“新能源消納的難點在于電力而非電量。”王震泉表示，如果能把極端情況下的出力棄掉，海上風電的消納難度沒有想象中的那么大。
數據顯示，截至今年6月，全國風電、光伏裝機占全國發電裝機的比例已經達到19.5%，但發電量占全國的比例只有9.5%。
最佳方案：“海上風電+儲能”？
風力發電具有間歇性和隨機性的特點，出力難以精確預測，儲能則能夠平抑風電出力波動、提高電能質量，從而減少棄風。從技術上來看，儲能是保障海上風電消納的有力手段，但目前經濟性是制約海上風電搭配儲能的主要因素。
華東勘測設計院陳曉鋒在2019中國新能源高峰論壇介紹，海上風電儲能系統運行策略為當風場限發時，儲能系統充電，送出線路有余量時，儲能系統放電。
“海上風電儲能系統的難點在于如何確定容量，既滿足電網要求，又滿足開發商的經濟性要求。”陳曉鋒表示，儲能的配置需要考慮風電場出力特性、電力負荷曲線和棄風率。
儲能已經開始實際應用于陸上風電和光伏發電。今年1月，魯能海西州多能互補集成優化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目投運，這是國內目前最大的電源側集中式電化學儲能電站。該項目還包括400MW風電、200MW光伏發電和50MW光熱發電。
根據西北電力設計院的表述，該項目通過多能互補聯合運行，可有效減輕電網調峰壓力，將出力限額與青海省負荷曲線匹配，能夠大幅降低限電比例。
電池儲能應用于海上風電同樣也已經有了實踐。去年8月，挪威國家石油公司（Equinor）與Masdar合作建設的Batwind儲能項目投產，Batwind主要為漂浮式海上風電項目Hywind Scotland提供服務。
Hywind Scotland是全球首個投入商運的漂浮式海上風電，該項目場址距離蘇格蘭Peterhead海岸線大約25公里處，水深在95米至120米之間，平均風速為10.1m/s，項目共部署5臺西門子SWT—6.0-154風機，裝機容量30MW，總造價為1.52億英鎊。
Batwind電池儲能項目的容量為1MW/1.3MWh，利用儲能，Batwind可以在負荷低谷時儲存電量、減少電力系統平衡成本以及通過峰谷電價套利。
但目前儲能的成本仍然較高。以去年投運的鎮江北山儲能電站為例，該電站總功率/容量為16MW/32MWh，工程總投資為1.2億元。
“儲能對于海上風電是很難的，原因在于海上風電成本很高，再加上儲能成本就更高了。”據華能清潔能源技術研究院有限公司董事長許世森介紹，“華能在江蘇近海做過電池儲能的運行，每度電的成本要8毛多，在現有電價的基礎上再加8毛錢，這實際上是很難承受的。”
許世森認為，江蘇海上風電應該要在長三角范圍進行消納，這樣才能提高海上風電的競爭力。
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