由于市場執行力弱、輔助服務需求大，已經抵達平價目的地的新能源在電力市場與傳統電源的競爭仍處于下風，尋求與輔助服務能力極強的儲能合作成為必然的趨勢。
文 | 孫財新
作者供職于龍源電力集團新能源發展研究中心
近年來，風電、光伏等新能源的發展已是大勢所趨。截至2019年底，全國風電、光伏累計裝機分別為2.1億千瓦和2億千瓦，兩者在20億千瓦的總電力裝機中占比達到20%。
但是在整個電力市場中，在保障性收購利用小時數政策下，已作為主要電源的新能源被賦予了一定的特殊身份。為避免電力市場的扭曲，新能源如何以普通身份進入電力市場與火電等傳統電源競爭成為未來發展的關鍵。
誠然，新能源的特殊身份是由于其天生的波動性特點造成的。近年來隨著儲能的快速發展，利用儲能在調峰、調頻等輔助服務的優勢平抑新能源的波動性成為重要的解決方案。
新能源的運行成本可能比想象中高
目前我國已在全國范圍內開展了中長期市場，根據《電力中長期交易基本規則（暫行）》的要求，需要首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時數，一定程度上給予了新能源特殊身份。
保障性收購政策看起來可以保障新能源的發展，實際上，由于我國資源與負荷的不均衡，受限于本地消納需求、線路傳輸能力、跨省跨區交易的需求規模和成本，一些新能源集中地區在物理執行上難以達到要求。
近年來新能源成本下降迅速，一定程度上具備了平價上網的條件，2019年5月份發布的《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》已經明確，2021年開始新核準陸上風電項目國家不再補貼。
但是，如若拋開保障性收購政策，新能源項目以普通身份與傳統電源在電力市場內競爭，仍可能會略顯競爭力不足，其主要原因是新能源市場執行力弱、輔助服務需求大。
2019年6月廣東、蒙西、甘肅、山西等8個現貨試點全部試運行，電能量市場類型基本完善。在完善的電能量市場中，中長期市場更傾向于金融對沖，而現貨市場要實現物理交割。一般在日前市場，新能源需要根據功率預測上報交易曲線（目前一般為15分鐘間隔），在該時間內想精確預測新能源的功率，難度較大，容易在實際運行時產生偏差，該部分偏差會使得新能源遭受偏差考核或者需要在實時市場中采購電能量來平衡偏差（部分地區兼而有之）。
此外，目前我國部分地區在發電側采取物理節點的節點電價，由于新能源配套的輸電線路建設需按照最大容量匹配，在此原則下，易導致輸電線路建設容量與新能源電站的發展不匹配，進而致使發電側在發電量較大時超出線路潮流、斷面潮流上限，使得本節點電價下降。
由于新能源出力的波動性，在電力系統中需要其他電源向相反方向調節來平衡，在分鐘、小時、日等不同時間尺度上的波動，需要調頻、調峰等不同的輔助服務進行調節。此外，由于新能源出力的預測具有一定偏差，需要一定數量的備用裝機來平衡該偏差。
實際上，2019年東北地區風電輔助服務的分攤費用約為0.06元/kWh，如果由新能源來承擔其所需要的輔助服務費用，該費用可能更高。
儲能提升新能源競爭力的理由
新能源在電力市場建設過程中可能會出現的問題，采用儲能技術可以有效解決。如果將儲能與新能源聯合，利用儲能技術快速響應、雙向調節的特性，可以使新能源在一定程度上具備調節能力（該程度取決于儲能系統配置的容量和持續時間），與功率預測配合，在現貨市場的實際運行中執行能力增強，減少了日前功率預測與實際運行偏差所帶來的損失。
目前，多數風、光功率預測系統的短期功率預測曲線精度都超過80%，平均偏差按照±10%來計算，配置10%容量的儲能可平抑功率預測誤差。
在上述過程中，儲能所用的容量較大，但是占用電能量較小，可以同步利用儲能存儲新能源資源較好時無法消納或通流斷面無法承受的能量，在負荷需求較大、斷面通流較小時發出，以此在分時分區的節點電價機制中提高本節點發電時的電價，同時可減少新能源棄能損失。
同樣考慮配置10%的儲能容量，以光伏電站為例，其在中午發電量大、負荷較低的時候利用儲能存儲限發或低價能量，加入配置儲能的持續時間為2小時，則可以存儲將近月1/3的光伏平均日發電量（按日均利用小時數為6計算），可以有效低減少通流壓力，進行峰谷的負荷轉移，將原本中午時段的低價電轉移至其他電價相對較高時段，同時減少了網絡的阻塞剩余。
儲能配合新能源完成上述功能，可減少新能源電站的損失，一定程度上提升新能源在電力市場中的競爭力，但是儲能的投入成本不低，上述功能并不能覆蓋儲能本身的投入成本。因此，儲能還需要帶來額外的收入，才能有效促進新能源場站配置儲能。
慶幸的是，儲能還具有較好的輔助服務能力。輔助服務種類較多，有調峰、調頻、備用、調壓、黑啟動等，根據目前儲能的技術特點和在國際上已經開展的應用，儲能具備開展上述所有輔助服務的能力，在調節速率、調節精度、響應時間等要求較高的調頻方面，其表現尤為出色。
美國西北太平洋國家實驗室的分析報告指出，同等規模比較下，儲能調頻的效率是水電機組的1.7倍，燃氣機組的2.7倍，火電機組和聯合循環機組的近20倍。
2011年紐約州電力系統中占調頻容量3.3%的飛輪儲能調頻系統，完成的調頻任務量占總體調頻任務量的23.8%。
目前，我國目前調峰、調頻和備用在輔助服務中費用占比最高，三者共占超過80%的輔助服務費用；在輔助服務市場方面，主要開展了調峰、調頻輔助服務市場，貴州開展了黑啟動。
但是，筆者認為由于調峰屬于電能量調節范圍，電能量市場中的日前、日內、實時交易可完成該項功能，輔助服務市場中包含調峰會造成功能和費用重復，不應將其納入輔助服務市場。
新能源側儲能發展問題待解
目前，我國與新能源結合的儲能項目大多為示范項目，或者地方政府或明或隱地要求配置儲能的項目，筆者認為這種現象主要是目前新能源側儲能發展還存在一些問題。
首先是成本問題，該問題最為顯眼。據統計，當前我國抽水蓄能電站度電成本較低，約為0.21-0.25元/kWh，其他儲能技術的度電成本相對較高，如鋰離子電池儲能系統度電成本為0.6-0.8元/kWh。
由于成本高，使得儲能在沒有實際政策支持時，眾多商業模式無法實現盈利，比如新能源場站內儲能的跟蹤計劃出力、移峰填谷等。
筆者認為儲能成本的下降，可以通過以下三方面開展：
提高壽命、調高效率，降低儲能在生命周期內的成本；
發展新型低成本儲能技術，儲能的本質在于通過將能量時空轉移，實現能量的實時平衡，不應拘泥于技術類型，應因地因時因勢選擇合適的技術，因此發展新型的成本更低的技術是儲能降低成本的一種有效方法；
政策促進發展，繼而使得資本投入，產能增加，成本進一步下降。
其次是新能源側儲能的輔助服務能力并未得到釋放。目前我國大多非示范型的新能源項目配置儲能，目標僅是為了優先并網，在規模需求不大、整體投資還有利潤的情況下企業進行儲能投資，很少考慮將儲能合理、高效地利用。
將新能源側儲能或新能源和儲能聯合體納入輔助服務市場，如果可以實現盈利，則可以促使新能源項目積極主動配置儲能，該部分新增規模將非常大。
以2019年新能源新增裝機為例，風光共新增約65GW，如配套5%的儲能，則儲能新增將達到3.25GW。應用規模的上升會促進儲能的發展和成本的加速下降，進而促進新能源并網能力提升和新能源發展。筆者認為要釋放新能源側儲能的輔助服務能力，需要采取以下三方面的措施。
第一，制定儲能參與輔助服務，或可進行多項應用功能的政策機制。實際上，新能源側儲能的跟蹤計劃出力等職能，使得新能源并網性能變得友好，可以促進新能源發展，以此促進實現能源結構轉型的低碳化，是全社會受益的行為。擔任這種職能的新能源和儲能聯合體，或者新能源側儲能，應是最應被鼓勵開展輔助服務或可獲得其他額外收入功能的市場主體。
目前國內已出臺政策允許新能源側儲能參與調頻的主要有甘肅、福建和江蘇，調峰較多但難以獲得收益（并且筆者認為調峰應屬于電能量市場，前文已提到）。此外，同一種儲能技術，一般具備實現多重功能的能力，國內目前尚沒有具體的政策給予儲能多重收益的政策和機制文件。
第二，研究和認證新能源側儲能或新能源和儲能聯合體輔助服務能力，或者提供多項功能的能力。目前儲能所能提供的服務和功能較多，但是與新能源聯合后，或者在執行新能源跟蹤計劃出力基本職能的前提下，儲能還可用于輔助服務的容量、存儲時間等需要評估，儲能在綜合各項功能或服務時，各項功能調用開展的順序、相互之間的關聯能也需要進一步研究制定。
第三，發展新能源和儲能聯合出力優化調度技術，新能源在配置儲能后，二者成為一個利益共同體，如果具備多項功能后，參與電能量、輔助服務市場等多個市場，此時需要一個聯合優化調度的系統，通過預測各個市場需求、新能源功率，結合儲能、發電設備狀態，進行整體的優化決策，以防止出現有機制、有能力、無盈利的狀況，畢竟市場的目的就在于淘汰低效產能。
最后是安全問題。儲能的安全問題實際主要來自于電化學儲能，尤其是鋰電池這種脫嵌式的技術，和鈉硫電池這種高溫類的技術。之所以此處進行討論，是因為近幾年電化學儲能發展速度最快，新能源場站儲能也以此技術為主。
自2018年韓國23個儲能電站起火以來，儲能的安全問題一直困擾著行業，從技術角度看，儲能電站的起火是個系統問題，與電池單體、BMS、機械結構、電氣系統、熱管理等均有關系，一旦某一個環節出現問題，均有可能導致起火。
從目前的技術研發現狀來看，實際并沒有非常有效的工程應用滅火措施，目前常配的七氟丙烷并不能有效滅火，甚至很難一直有效抑制火勢擴大。因此，目前安全問題很難徹底解決。
筆者認為當前較好的方法是以下三措施：
研究制定各個核心部件和整個系統體現在安全方面的性能指標，形成標準執行，以規范行業、淘汰劣質廠商。
制定安全生產運行規范，加強儲能相關知識普及。韓國23起事故中，有20起發生在運行過程中，為減少起火概率和起火后的損失，需要研究制定相關生產運行安全準則，并加強相關知識普及， 盡快提升儲能電站運維人員、管理人員的專業能力。
