由于市场执行力弱、辅助服务需求大，已经抵达平价目的地的新能源在电力市场与传统电源的竞争仍处于下风，寻求与辅助服务能力极强的储能合作成为必然的趋势。
文 | 孙财新
作者供职于龙源电力集团新能源发展研究中心
近年来，风电、光伏等新能源的发展已是大势所趋。截至2019年底，全国风电、光伏累计装机分别为2.1亿千瓦和2亿千瓦，两者在20亿千瓦的总电力装机中占比达到20%。
但是在整个电力市场中，在保障性收购利用小时数政策下，已作为主要电源的新能源被赋予了一定的特殊身份。为避免电力市场的扭曲，新能源如何以普通身份进入电力市场与火电等传统电源竞争成为未来发展的关键。
诚然，新能源的特殊身份是由于其天生的波动性特点造成的。近年来随着储能的快速发展，利用储能在调峰、调频等辅助服务的优势平抑新能源的波动性成为重要的解决方案。
新能源的运行成本可能比想象中高
目前我国已在全国范围内开展了中长期市场，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》的要求，需要首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时数，一定程度上给予了新能源特殊身份。
保障性收购政策看起来可以保障新能源的发展，实际上，由于我国资源与负荷的不均衡，受限于本地消纳需求、线路传输能力、跨省跨区交易的需求规模和成本，一些新能源集中地区在物理执行上难以达到要求。
近年来新能源成本下降迅速，一定程度上具备了平价上网的条件，2019年5月份发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》已经明确，2021年开始新核准陆上风电项目国家不再补贴。
但是，如若抛开保障性收购政策，新能源项目以普通身份与传统电源在电力市场内竞争，仍可能会略显竞争力不足，其主要原因是新能源市场执行力弱、辅助服务需求大。
2019年6月广东、蒙西、甘肃、山西等8个现货试点全部试运行，电能量市场类型基本完善。在完善的电能量市场中，中长期市场更倾向于金融对冲，而现货市场要实现物理交割。一般在日前市场，新能源需要根据功率预测上报交易曲线（目前一般为15分钟间隔），在该时间内想精确预测新能源的功率，难度较大，容易在实际运行时产生偏差，该部分偏差会使得新能源遭受偏差考核或者需要在实时市场中采购电能量来平衡偏差（部分地区兼而有之）。
此外，目前我国部分地区在发电侧采取物理节点的节点电价，由于新能源配套的输电线路建设需按照最大容量匹配，在此原则下，易导致输电线路建设容量与新能源电站的发展不匹配，进而致使发电侧在发电量较大时超出线路潮流、断面潮流上限，使得本节点电价下降。
由于新能源出力的波动性，在电力系统中需要其他电源向相反方向调节来平衡，在分钟、小时、日等不同时间尺度上的波动，需要调频、调峰等不同的辅助服务进行调节。此外，由于新能源出力的预测具有一定偏差，需要一定数量的备用装机来平衡该偏差。
实际上，2019年东北地区风电辅助服务的分摊费用约为0.06元/kWh，如果由新能源来承担其所需要的辅助服务费用，该费用可能更高。
储能提升新能源竞争力的理由
新能源在电力市场建设过程中可能会出现的问题，采用储能技术可以有效解决。如果将储能与新能源联合，利用储能技术快速响应、双向调节的特性，可以使新能源在一定程度上具备调节能力（该程度取决于储能系统配置的容量和持续时间），与功率预测配合，在现货市场的实际运行中执行能力增强，减少了日前功率预测与实际运行偏差所带来的损失。
目前，多数风、光功率预测系统的短期功率预测曲线精度都超过80%，平均偏差按照±10%来计算，配置10%容量的储能可平抑功率预测误差。
在上述过程中，储能所用的容量较大，但是占用电能量较小，可以同步利用储能存储新能源资源较好时无法消纳或通流断面无法承受的能量，在负荷需求较大、断面通流较小时发出，以此在分时分区的节点电价机制中提高本节点发电时的电价，同时可减少新能源弃能损失。
同样考虑配置10%的储能容量，以光伏电站为例，其在中午发电量大、负荷较低的时候利用储能存储限发或低价能量，加入配置储能的持续时间为2小时，则可以存储将近月1/3的光伏平均日发电量（按日均利用小时数为6计算），可以有效低减少通流压力，进行峰谷的负荷转移，将原本中午时段的低价电转移至其他电价相对较高时段，同时减少了网络的阻塞剩余。
储能配合新能源完成上述功能，可减少新能源电站的损失，一定程度上提升新能源在电力市场中的竞争力，但是储能的投入成本不低，上述功能并不能覆盖储能本身的投入成本。因此，储能还需要带来额外的收入，才能有效促进新能源场站配置储能。
庆幸的是，储能还具有较好的辅助服务能力。辅助服务种类较多，有调峰、调频、备用、调压、黑启动等，根据目前储能的技术特点和在国际上已经开展的应用，储能具备开展上述所有辅助服务的能力，在调节速率、调节精度、响应时间等要求较高的调频方面，其表现尤为出色。
美国西北太平洋国家实验室的分析报告指出，同等规模比较下，储能调频的效率是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.7倍，火电机组和联合循环机组的近20倍。
2011年纽约州电力系统中占调频容量3.3%的飞轮储能调频系统，完成的调频任务量占总体调频任务量的23.8%。
目前，我国目前调峰、调频和备用在辅助服务中费用占比最高，三者共占超过80%的辅助服务费用；在辅助服务市场方面，主要开展了调峰、调频辅助服务市场，贵州开展了黑启动。
但是，笔者认为由于调峰属于电能量调节范围，电能量市场中的日前、日内、实时交易可完成该项功能，辅助服务市场中包含调峰会造成功能和费用重复，不应将其纳入辅助服务市场。
新能源侧储能发展问题待解
目前，我国与新能源结合的储能项目大多为示范项目，或者地方政府或明或隐地要求配置储能的项目，笔者认为这种现象主要是目前新能源侧储能发展还存在一些问题。
首先是成本问题，该问题最为显眼。据统计，当前我国抽水蓄能电站度电成本较低，约为0.21-0.25元/kWh，其他储能技术的度电成本相对较高，如锂离子电池储能系统度电成本为0.6-0.8元/kWh。
由于成本高，使得储能在没有实际政策支持时，众多商业模式无法实现盈利，比如新能源场站内储能的跟踪计划出力、移峰填谷等。
笔者认为储能成本的下降，可以通过以下三方面开展：
提高寿命、调高效率，降低储能在生命周期内的成本；
发展新型低成本储能技术，储能的本质在于通过将能量时空转移，实现能量的实时平衡，不应拘泥于技术类型，应因地因时因势选择合适的技术，因此发展新型的成本更低的技术是储能降低成本的一种有效方法；
政策促进发展，继而使得资本投入，产能增加，成本进一步下降。
其次是新能源侧储能的辅助服务能力并未得到释放。目前我国大多非示范型的新能源项目配置储能，目标仅是为了优先并网，在规模需求不大、整体投资还有利润的情况下企业进行储能投资，很少考虑将储能合理、高效地利用。
将新能源侧储能或新能源和储能联合体纳入辅助服务市场，如果可以实现盈利，则可以促使新能源项目积极主动配置储能，该部分新增规模将非常大。
以2019年新能源新增装机为例，风光共新增约65GW，如配套5%的储能，则储能新增将达到3.25GW。应用规模的上升会促进储能的发展和成本的加速下降，进而促进新能源并网能力提升和新能源发展。笔者认为要释放新能源侧储能的辅助服务能力，需要采取以下三方面的措施。
第一，制定储能参与辅助服务，或可进行多项应用功能的政策机制。实际上，新能源侧储能的跟踪计划出力等职能，使得新能源并网性能变得友好，可以促进新能源发展，以此促进实现能源结构转型的低碳化，是全社会受益的行为。担任这种职能的新能源和储能联合体，或者新能源侧储能，应是最应被鼓励开展辅助服务或可获得其他额外收入功能的市场主体。
目前国内已出台政策允许新能源侧储能参与调频的主要有甘肃、福建和江苏，调峰较多但难以获得收益（并且笔者认为调峰应属于电能量市场，前文已提到）。此外，同一种储能技术，一般具备实现多重功能的能力，国内目前尚没有具体的政策给予储能多重收益的政策和机制文件。
第二，研究和认证新能源侧储能或新能源和储能联合体辅助服务能力，或者提供多项功能的能力。目前储能所能提供的服务和功能较多，但是与新能源联合后，或者在执行新能源跟踪计划出力基本职能的前提下，储能还可用于辅助服务的容量、存储时间等需要评估，储能在综合各项功能或服务时，各项功能调用开展的顺序、相互之间的关联能也需要进一步研究制定。
第三，发展新能源和储能联合出力优化调度技术，新能源在配置储能后，二者成为一个利益共同体，如果具备多项功能后，参与电能量、辅助服务市场等多个市场，此时需要一个联合优化调度的系统，通过预测各个市场需求、新能源功率，结合储能、发电设备状态，进行整体的优化决策，以防止出现有机制、有能力、无盈利的状况，毕竟市场的目的就在于淘汰低效产能。
最后是安全问题。储能的安全问题实际主要来自于电化学储能，尤其是锂电池这种脱嵌式的技术，和钠硫电池这种高温类的技术。之所以此处进行讨论，是因为近几年电化学储能发展速度最快，新能源场站储能也以此技术为主。
自2018年韩国23个储能电站起火以来，储能的安全问题一直困扰着行业，从技术角度看，储能电站的起火是个系统问题，与电池单体、BMS、机械结构、电气系统、热管理等均有关系，一旦某一个环节出现问题，均有可能导致起火。
从目前的技术研发现状来看，实际并没有非常有效的工程应用灭火措施，目前常配的七氟丙烷并不能有效灭火，甚至很难一直有效抑制火势扩大。因此，目前安全问题很难彻底解决。
笔者认为当前较好的方法是以下三措施：
研究制定各个核心部件和整个系统体现在安全方面的性能指标，形成标准执行，以规范行业、淘汰劣质厂商。
制定安全生产运行规范，加强储能相关知识普及。韩国23起事故中，有20起发生在运行过程中，为减少起火概率和起火后的损失，需要研究制定相关生产运行安全准则，并加强相关知识普及， 尽快提升储能电站运维人员、管理人员的专业能力。
