Navigant公司董事Lon Huber表示，“新英格兰地区起初制定的目标达到可再生能源信用额度，无论发电情况、地点、间歇性是什么，但如今可再生能源渗透率变得过高。开发商需要获得各种资源和价格信号来塑造他们产品，以处理每个地区的特定性。”

他表示，随着新英格兰地区电力系统采用更多可再生能源，储能系统、分布式能源（DER）和其他负载均衡策略将至关重要。对于美国东北部地区面临的冬季电力供应可靠性挑战而言，海上风能和储能系统部署可能是比太阳能+储能项目更适合，而资源的多样性至关重要。

美国公共电力和天然气公司长岛分公司（PSEG-LI）市场副总裁Paul Napoli说，“这些能源技术并没有相互竞争，它们是互补的，并且将成为需求响应、负荷减少计划、风电传输投资组合的一部分。投资组合的每部分都必须参与，这就是获得成功的方式。”

海上风电+储能的可靠性优势

Huber表示，需要一种零排放资源组合以保持电力高可靠性。最初，过度采购可再生能源并在必要时进行削减，这可能是成本最低的解决方案。水力发电和抽水蓄能可以填补电力缺口，而太阳能+储能项目成为一种补充措施。

他说，“如果可以将其产生的电能传输到电网的话，海上风电似乎是一个明显的选择，因为在适当的近海位置，它可以帮助满足峰值需求。”

他补充说，正确的价格信号将使用成熟的能源技术，直接解决高峰需求，并应对非典型极端天气事件。Huber表示，其中一个例子是马萨诸塞州的清洁峰值标准（CPS），它将满足峰值和负载需求。

Huber表示，到2030年，太阳能、陆上风电、海上风电、储能系统将主导美国东北部地区可再生能源发展，而现有的化石燃料发电厂继续在电力结构中发挥重要作用。

他说，“为了实现2050年无碳排放目标，需要逐步淘汰化石燃料发电设施，并且要求即使在极端气候事件也不会影响可靠性。电力系统运营商需要了解可再生能源和其他技术如何发挥作用，并开始减小化石燃料发电的比例。”

美国储能协会政策副总裁Jason Burwen对此表示认同，“电力可靠性不是能源之间进行选择，而是在条件和限制之间进行选择。”

Burwen说，“突破电力系统输电到本地区域限制，需要新的输电设施或本地可用资源，如果本地部署可再生能源发电设施，部署储能系统可以提高可靠性。”

他表示，在没有限制的地方，可以使用海上风电、陆上风电或太阳能设施，将它们与储能系统配套部署，可以将可再生能源从可变电力资源转换为可调度电力资源。

美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）研究科学家Andrew Mills表示，最近的研究表明，海上风电在美国东北海岸的电力可靠性明显优于陆上风电，因为其发电特性更适合更高的负荷。

Mills表示，劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）即将发布的关于太阳能、储能、太阳能+储能可靠性研究报告揭示了长时储能对电力可靠性的重要性。在新英格兰地区，太阳能+储能项目在冬季调峰系统的可靠性贡献较低，而海上风电在冬季峰值需求时期的一致性为60％至75％，具有更高可靠性。

他表示，“研究还表明，增加储能容量将会使需求高峰期变平并延长。当20%负载用电由储能系统满足时，可能需要10小时储能时间才能获得显著可靠性。”

大西洋海岸海上风电开发经理Doug Copeland表示，纽约可能是美国东北部地区增加电力基础设施最困难的地方，这使其成为最适合部署海上风电+储能项目的地方。

他表示，在美国东北部海岸之外，海上风电和输电设施是任何资源组合的基础，而储能系统具有重要的价值。他说，“随着越来越多海上风电设施在新泽西州上线运营，储能系统可以减轻其电力系统的需求。对于电力系统需求紧张的纽约市，储能需求将会更快到来。”

一些对此关注的利益相关者已经制定了一些政策来刺激部署，并致力于扩大海上风电和储能系统市场规模。

海上风电和储能系统的兴起

根据Lazard公司在2018年开展的调查，目前，海上风电的无补贴平准化发电成本(LCOE)为92美元/MWh，其投资成本为3,025美元/kW。相比之下，天然气的平准化发电成本(LCOE)为41美元/MWh至74美元/MWh。

但根据全球风能理事会（GWEC）2019年4月的市场报告，欧洲和中国大力开发风力发电，使其电力价格在2018年分别降至61.56美元/MWh和51.48美元/MWh。

美国国家可再生能源实验室（NREL）科学家Walt Musial表示，随着开发规模不断扩大，美国海上风电的价格可以与欧洲的价格相媲美。

这就是纽约州、新泽西州、马萨诸塞州等地区设定了储能系统和海上风电部署目标的原因，而马里兰州要求其可再生能源组合的一部分来自海上风电，并且对储能系统提供30％的投资税收抵免。康涅狄格州计划开发装机容量为2GW海上风电，而缅因州和特拉华州目前也制定了鼓励海上风电建设政策。

根据各州的要求，公用事业公司和开发商也在参与项目开发。

纽约州公用事业厂商爱迪生联合电气(ED)公司资源规划经理Aydemir Nehrozoglu表示，由于该州政府要求推动市场发展，该公司将在2020年12月前对300MW储能设施进行招标。

该公司行业经理Michael Harrington补充说，推动市场规模化可以缩小储能成本与当前可用收入和收益之间的差距。

如今，海上风电+储能部署规模正在迅速扩大。根据一份2019年6月的行业白皮书，目前美国正在开发8个海上风电+储能项目，这些储能项目总装机容量为1958MW。

Lazard公司在2018年11月的调查中指出，使用4小时锂离子电池储能系统的电网规模太阳能+储能项目的无补贴平均成本为108美元/MWh至140美元/MWh，其投资成本为1,559美元/kW至2,162美元/kW。

Huber说， Lazard公司预测储能系统成本将持续下降。预计到2022年，锂离子储能成本将下降28％，预计长时储能的液流电池成本将下降38％至45％。

随着大规模可再生能源的渗透率上升，开发商和公用事业公司寻求平衡的资源组合，价格下降将变得非常重要。

建立正确的投资组合

Nehrozoglu表示，无论储能市场发生什么变化，强制要求海上风电部署目标也将有助于推动输电系统升级。

他说，在20世纪70年代以前建设的天然气发电厂为长岛一些地区提供电力服务，但仍供应不足。此外，新建输电设施和天然气管道将面临许多挑战，由于存在660MW潜在电力需求，无法通过电池储能系统满足这些需求。

他说，“经济高效的能源解决方案将是新能源和传统能源的混合，一些由公用事业公司拥有和运营，一些由第三方拥有和运营。而最难的问题是投资组合到底是什么。”

公用事业厂商Eversource公司清洁能源主管Charlotte Ancel表示，为了解决这个问题，该公司已经与海上风电开发商Orsted公司建立了合作伙伴关系。

Ancel表示，Eversource 公司计划部署一个25MW/38MWh电池储能系统，预计可以使普罗温斯敦和科德角社区停电率降低50％。在Martha葡萄园部署的另一个5MW/20MWh储能设施可以满足高峰需求，并取代五台柴油发电机。

她说，“最终，电池储能系统将直接与海上风电、大型水电站或太阳能设施配套部署。随着Eversource公司的配电系统已经发展成为可以适应小型灵活资源（如电动汽车和智能恒温器）的平台，将提供巨大价值。”

美国公共电力和天然气公司长岛分公司（PSEG-LI）市场副总裁Paul Napoli说，美国海上风电开发商Deepwater Wind公司正在开发一个130MWSouthfork海上风电+储能项目，该项目可以直接将电力供应到长岛。该公司正在考虑采用新的输电方式，建设分布式太阳能发电设施，并部署两个装机容量分别为5MW的电池储能系统，并采用负荷管理程序。

Napoli说，“这种新的负载服务方式是围绕许多情况和可能性，以及传统能源和新能源的组合而建立的。为了实现政策目标，所有资源必须协同工作，而获得成功需要团队的共同努力。”