半岛体育app去年以来，随着国内新能源场站建设规模的持续扩张及电力辅助服务市场的日益活跃，新能源配置储能呼声渐高，已有新疆、内蒙古、河南、山西、辽宁、湖南、安徽等至少11个省出台了相关政策要求，有的省将新能源配置一定比例储能作为项目核准及接入的必备前置条件，去年以来，根据网站公开信息，“风电+储能”公布及在建的项目已近30个。今年下半年，安徽华能蒙城风电场40MW/40MWh储能项目，华润濉溪孙疃风电场10MW/10MWh储能项目也陆续投运。同时行业媒体发声：“风电+储能”要成为新能源发展的必然“标配”。目前看国内主流新能源投资企业以及电储能产业链也积极应对布局，相信以2020年为元年，“风电+储能”配置将随着开发规模的快速增长、电力系统灵活性调控资源需求的同步增长、系统储能成本下降、运行规则、市场机制的进一步完善，呈星火燎原、快速发展之势。
同时我们也要客观理性的分析目前“风电+储能”配置在政策机制、应用场景、运行规则、产品技术方面是否准备充分，特别是在风电后平价时代，“风电+储能”的模式如何更好的参与电力现货市场及电力辅助服务市场，真正体现甩掉“拐棍”、并发挥新型灵活调节资源的系统价值。需要在初期的示范项目就统筹兼顾、从长计议。“风电+储能”配置不仅需要技术和成本上的突破，更需要市场长效机制的建立，并根据应用场景适应性调整运行规则。
随着风电开发建设规模的快速增长，电网“两个细则”考核日趋严格，风电目前作为传统电力普遍认为的“强波动、弱调节、弱抗扰”的变流器电源，成为同步发电机为主的电力系统辅助服务“理所当然的买单方”，近年来“电力辅助服务”（运行调节成本）分摊费用增长迅猛，某些省今年已近0.1元/kWh，使得风电场收益空间日渐压缩，给进入平价时代的风电产业持续健康发展带来一定影响。
储能装置在风电场配置主要作用包括降低发电计划偏差、减少弃风限电，提供调峰、调频等辅助服务、“低储高放”参与现货交易等。同时，布局在新能源场站汇流升压站的独立储能电站，还可以起到改善并网联络线潮流，减缓输电阻塞等作用。各部分作用简述如下：
1）降低发电计划偏差：是通过储能装置配合风功率预测系统，对给出的短期与超短期发电计划偏差部分予以“充放电纠偏”，将有利于风电场减免电网“两个细则”考核罚款，降低运维费用。2）减少弃风限电：是通过储能装置在大风时段（如后半夜）或负荷低谷期时“充电”、在小风时段或负荷高峰期“放电”，通过“能量搬移”手段起到削峰填谷的作用，减少风电场弃电损失。3）调峰、调频辅助服务：若风电场储能装置能够接受电网调度，参与系统深度调峰（可与减少风电场弃风限电统筹安排）、或者风电场不是通过预留功率备用而是通过配置储能具备一次调频能力并接受调用考核（GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》、DLT1870-2018《电力系统网源协调技术规范》均明确要求），应该减免电力辅助服务费用分摊并获得相应补偿收益。4）“低储高放”参与现货交易：电力市场的进一步开放将有助于提升新能源消纳空间，风电场参与电力市场现货交易的机会将越来越多，若风电场参与电力现货交易频次较高，因储能装置具有双向调节能力，可参与现货交易获取价差，形成“低储高放”的预期收益，可与“降低发电计划偏差”作用同步安排。5）减缓输电堵塞：在风电外送汇集站通过储能装置可有效减缓输电堵塞作用，可与“减少弃风限电、参与系统深度调峰”同步安排，在接受电网调度的前提下获得相应收益。
此外，储能装置在电力系统中还可实现无功支撑、快速调压、惯量支撑、黑启动等其他应用，但需要结合具体应用场景进行系统设计与盈利模式设计。
同时强制性国标GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》明确要求新能源场站必须具备一次调频、快速调压与调峰能力。综合现有可行的技术手段来看，尽管从理论上而言，“风电+储能”配置能较大程度上解决风电场目前迫切的现实需求，有利于实现“可预测、可调节、可支撑”的并网友好型目标，但是需要在储能产品完善可靠、技术成本逐步下降的预期上，进一步明确与设计“风电+储能”的具体应用场景、设计标准、运行规则与长效市场机制，方可使“风电+储能”配置真正有效的支撑风电产业健康持续发展。
从以往“风电+储能”项目情况看，多是政策示范性和资源牵引性项目，项目本身并没有盈利性，特别是去年以来的“风电+储能”项目，投资业主基于“保电价”、“圈资源”目的而上马的储能项目，本身就是一个投资收益权衡的衍生品，对其应用场景及价值贡献缺乏理性考虑和深入研究。
目前多个省区要求风电场配置储能应具备电网统一调度的调峰、调频能力以及减少弃电的能力，或者将储能装置分离出来以第三方独立储能电站地位参与系统调峰辅助服务，也在运营规则中明确了储能装置参与辅助服务的市场定位和按效果付费的基本原则。但“风电+储能”在系统中的作用定位仍不清晰，如何调度管理，如何计量结算，调峰深度、调用频次也不得而知。同时风电场业主所希望的通过储能装置“充放电”调节降低发电计划偏差减免“两个细则”考核罚款、通过“低储高放”获取电力现货价差收益等应用场景下，储能装置如何运行调用也不清晰。
从目前风电投资业主的心态来看，不论储能装置是参与系统调峰或是减少弃电，都希望能够产生相应的价值贡献——或减少“两个细则”考核罚款，或减少“电力辅助服务”费用分摊，或有新的价值赢利点。其最终能否通过储能系统控制策略设计、联合场站优化运行、商业模式设计等方式，实现多元价值，仍需要进一步深入研究。
目前，储能应用技术方面的国家或行业标准尚不全面，是制约储能发展的瓶颈之一。譬如电池储能系统，锂离子电池、储能变流器、BMS等主要环节的标准虽然初步形成，但储能作为系统工程所涉及到并网安全的储能产品、集成设计、安装、验收、运维、消防安全等基础技术标准目前尚不健全，需要进一步明确。如：对于储能系统的功率容量定义，是直流侧或是交流侧？储能系统高低压穿越的工况状态是充电还是放电状态？一次调频功率幅度和频率调节范围如何设置等等……
再如集中储能电站目前在国外、国内均发生过损失惨重的火灾事故。风电场多处在山区荒漠偏远地带，与升压站统一布置的电池储能系统消防安全至关重要，储能系统消防设计应体现以“预防电池储能系统热失控为主，防消结合”的集成设计原则，否则一旦出现电池热失控酿成火灾，就是“火烧连营”的严重后果。
还有大规模电池储能系统退役电池的梯次利用、回收尚未形成行业标准和规模化产业链，如磷酸铁锂电池按满容量充放电循环次数达到5000-6000次后，如何退役更换，如何回收再利用等都还是未解之疑。
再如储能容量选择配置、充放电时间各地储能政策也是要求不一，从5%—20%容量配比、0.5小时—2小时充放电时间要求各不相同。据了解，由上海电力设计院牵头编制的《风光储联合发电站设计规范》（国标征求意见稿）于2017年7月公告征求业内意见，其中针对储能容量选择配置的要求如下：
“6.2.2风光储联合发电系统的容量配比应以电网不同调控模式（平滑功率输出、跟踪计划出力、系统削峰填谷等模式）要求为目标，经技术经济综合比较后最终确定。1）当风光储联合发电系统采用平滑功率输出模式，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的10%，在额定功率下持续放电时间不宜小于0.5h。2）当风光储联合发电系统采用跟踪计划出力模式，储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的30%，在额定功率下持续放电时间不宜小于1h。3）当风光储联合发电系统参与系统调频时，储能系统配置的最大功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的20%。4）当风光储联合发电系统采用削峰填谷模式，储能系统应根据电网具体要求，经过优化分析后确定。”
严格的讲，储能系统容量及充放电时长的选择，需要根据“风电+储能”应用场景（系统定位），结合风光出力波动性、灵活性调节资源稀缺性、电网结构、负荷特征等因素综合计算分析，并辅以建模仿真，给出最适宜的容量选择、应用场景和运行控制策略，而非一刀切、无差异的储能配置政策要求。
据悉，国标《风光储联合发电站设计规范》目前已完成报批稿，预计不久的将来会下发执行，届时“风电+储能”配置设计将有一个可参照的规范依据，但仍需因地制宜，根据具体的应用场景及主要关联因素，体现有据可依、量身定制的设计成果。
储能电站成本分为技术成本和非技术成本，技术成本高主要是因为储能尚未规模化应用，电池、PCS、EMS等设备成本高；非技术成本高，主要是储能电站开发、土地、接入、并网验收费用等。
从LCOE角度看，风电场配置储能的LCOE成本受到系统成本、系统营收、净发电量等多因素影响，不能简单看做风电LCOE成本和储能COE成本的加和。通过LCOE成本计算，当前新能源配置储能将拉低风电场收益水平，新能源场站配置储能仍有待于储能成本的大幅降低，以及储能循环寿命增长。当且仅当新能源场站配置储能系统的LCOE低于电力市场交易差价均值时，新能源配置储能通过电能转移实现峰谷套利的商业模式才可成立；当调频市场为主的辅助服务市场价格水平高于储能系统的LCOE时，其参与辅助服务市场的商业模式才可成立，且需要考虑单独运行而非与新能源场站捆绑的方式；当系统对于新能源场站出力和预测精度考核的严格程度达到一定高度时，从实际应用的角度才有必要通过包括加装储能装置能方式寻求解决方案。
GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》明确要求3.3.2条给出了电源与电力系统调峰、调频和调压等调节能力的关系，并提出“新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活调节资源及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备”的要求。可见其主导思想是从系统需求出发，譬如一次调频响应、无功调整和电压自动控制方面，完全可以着眼于组合资源的灵活性和调节能力入手，而不应该也没有必要限定具体实现方式，要求每个场站配置大容量的电池储能系统。
电池储能的替代方案不胜枚举，完全可以因地制宜，灵活组合。可以有在风电汇集站建设“共享储能”、“风电+可调节水电储能”、“风电+压缩空气储能”、“风电+光热储能”等多种可比选方案。如建设“风光同场+储能”，风光资源具有互补特性，风光同场互补在一定程度上降低了发电出力的波动性与峰谷差，然后再根据系统灵活性调节资源需求确定储能的容量和形式。又如“风电+常规调节性电源”的组合，现阶段其价值与经济性也高于单个风电项目配置储能。因此，应允许风电配合多种储能技术方案或采用具备同等效果的解决方案，而不应在当前技术快速发展的情况下，仅局限于电池储能的单一路线来强制推行“风电+储能”配置模式。“风电+储能”是能源转型驱动下，通过技术创新和市场机制引领的新兴业态，我们仅有“拥抱储能”的情怀还不够，因为一个新兴业态若要被广大受众认同并接受，必须要解决经济可行性、应用便利性与安全可靠性，因此需要政府、电网、新能源与储能企业、行业协会组织聚焦问题，从储能应用场景拓展、政策与运营规则制定、市场机制建立、技术标准完善、产品成本下降方面各尽所能、共同发力，使得“风电+储能”模式得以有效落地。
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政策如何引导与支持海上风电规模化发展；海上风电机组如何在保障可靠性基础上增效降本；怎样通过产业融合扩展海上风电应用场景；未来深远海又需要怎样的技术支持——这四个问题是2023年最为行业所关注的热点，甚至可以被视作影响未来“十五五”海上风电发展的关键。在唐山召开的第八届全球海上风电大会
6月30日，龙源电力吉林公司会同中车长春轨道客车股份有限公司与农安县人民政府签署600兆瓦新能源项目开发合作框架协议。该项目位于吉林省长春市农安县，新能源开发潜力较大。根据合作框架协议，三方将围绕“氢动吉林”中长期规划，推进“新能源+氢能”项目的综合开发，包括集中式风电项目30万千瓦、集
2023年6月28日-29日，第八届全球海上风电大会在河北省唐山市举行，1200位来自国内外政府部门、电网公司、海上风电产业链企业、金融保险服务商以及研究咨询机构的高层领导和资深专家共同参加了此次会议。大会主办方发布了《海上风电回顾与展望2023》报告。以下为报告全文，特分享供参考：[$NewPage$][$N
北极星风力发电网讯，6月29日，河北省发改委下发《风电、光伏发电年度开发建设方案拟安排项目情况公示》，共下发保障性风、光项目159个，规模为14.81GW；市场化项目56个，规模为5.98GW；储备项目180个，规模为19.34GW，总计规模为40.12GW。总体来看，本次河北共下发20.8GW保障性、市场化风电、光伏项目
6月25日，江苏海上风电全域功率预测验证顺利完成，通过创新智能动态预测技术，实现千万千瓦级大规模风电群功率集中预测，有助于更可靠、更高效消纳清洁能源。据国网江苏省电力有限公司介绍，目前江苏海上风电装机容量达1183.3万千瓦，规模居全国前列。此次功率预测将40个海上风电场的2783台风机连点成
近日，湘投能源与汉寿县签订风电点位资源开发权项目投资协议书，预计开发汉寿整县50万千瓦风电项目，总投资约40亿元。按照湘投集团“大力发展风光新能源”的投资开发思路，湘投能源作为集团能源投资建设运营主平台，全面分析省内风光新能源项目开发形势，明确汉寿县作为重点开发区域，组建工作专班驻守
6月21日，云南元江县启动新能源-分散式风电资源开发竞争性磋商。根据公告，要求取得项目开发权后6个月内需完成规划报告，12个月内完成核准材料收集，项目取得核准后开工至全容量并网时间不得超过12个月，因自身原因逾期未完成的责令限期整改，整改期满仍未开工建设的，无偿收回开发权。损失由开发企业
在7月27日举行的国新办新闻发布会上，生态环境部部长黄润秋表示，近些年，中国已经实现了由全球环境治理的参与者到引领者的重大转变。推动全球绿色低碳发展成为标志性成就。黄润秋介绍，中国近年来大力推进可再生能源发展，可再生能源发电总装机已经突破了13亿千瓦，装机总量超过了煤电，水电、风电、
近日，贵州省发展改革委关于印发《贵州省新型城镇化实施方案（2023—2025年）》的通知。方案指出：推进生产生活低碳化。推进实施省碳达峰实施方案，有序引导非化石能源消费和以电代煤、以气代煤，大力发展风电、光伏等新能源，鼓励各城市结合实际利用清洁能源、可再生能源供暖，提升城市绿色能源比例。
2023年7月21日02时23分，国家电投中国电力阿克莫拉州二期Arkalyk17兆瓦+Sofiyevskaya39兆瓦项目首批风机调试完成，随着风机叶片缓缓转动，标志着项目首批风机并网获得成功。阿克莫拉Arkalyk17兆瓦+Sofiyevskaya39兆瓦风电是哈萨克斯坦能投统筹管理的项目之一，在风机吊装过程中，前方团队严格落实各项
近日，天津港太平洋国际公司“风光一体化”系统顺利并网发电，天津港集团新能源发电系统总装机容量达到42.55兆瓦，年发“绿电”能力近1亿千瓦时，可供50万户家庭用电一个月，二氧化碳减排量近9万吨，节约标煤近3万吨，风电、光伏建设规模在全球港口中遥遥领先。
近日，中电联公布了2022年度电力行业风电运行指标对标结果。三一重能供货的20个风电场获评“优胜风电场”，上榜数较2021年大幅提升，并在5个省级风电市场成为“机组可利用率指标最优主机厂”。本次共有55家发电集团（投资）公司所属3782家风电场（装机容量29895.57万千瓦）参加对标，通过对电量指标和
近日，国家电投江苏如东H4海上风电项目顺利完成通航安全技术参数备案，成为江苏南通地区首家取得通航安全技术参数备案的海上风电项目，标志着该项目通航安全保障基础工作全面完成，各项海上通航安全保障措施已全面落实到位。
北极星风力发电网讯，7月25日，阳原县自然资源和规划局发布《关于阳原国兴一期风电场建设用地一致性处理报告的公示》。公示内容显示：阳原国兴一期风电场建设用地一致性处理报告已通过专家会、规委会审议，现予以公示。公示日期：2023年7月26日—2023年8月25日。
近日，2023年《财富》中国500强排行榜发布，金风科技再次入选。该榜单按收入对中国最大的公司进行了排名，包括上市与非上市企业，反映了中国最大企业的最新发展趋势，是衡量中国企业实力与业绩的权威榜单，备受国内外瞩目。自2013年首次入选《财富》中国500强以来，金风科技已经连续11年上榜。深耕风电
日前，国际可再生能源署（IRENA）和气候政策倡议（CPI）组织联合发布2023年版《全球可再生能源融资概览》（GlobalLandscapeofRenewableEnergyFinance2023）报告，全面回顾了2022年全球能源转型技术_可再生能源、能源效率、交通电气化、电能供热（electrifiedheat）、储能、氢、碳捕集与封存（CCS）的投
7月26日，国务院新闻办举行迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风会，国家发展改革委副秘书长欧鸿、国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏，中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟，国家能源局电力司负责人刘明阳出席了本次会议。光伏方面，刘明阳表示，新时代十年以来，在习
北极星风力发电网讯，7月26日，哈尔滨市人民政府发布《哈尔滨阿城200MW风电项目控制性详细规划公示》。项目名称：哈尔滨阿城200MW风电项目控制性详细规划申请单位：哈尔滨市阿城区人民政府宗地情况：位于哈尔滨市阿城区双丰街道（原双丰镇）境内，总用地面积为3.4667公顷。