近年來，風電、光伏等新能源的發(fā)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(shù)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(tǒng)電源競爭成為未來發(fā)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(fā)展，利用儲能在調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務的優(yōu)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(nèi)開展了中長期市場，根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》的要求，需要首先安排規(guī)劃內(nèi)的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時數(shù)，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(fā)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(qū)交易的需求規(guī)模和成本，一些新能源集中地區(qū)在物理執(zhí)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(wǎng)的條件，2019年5月份發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》已經(jīng)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(tǒng)電源在電力市場內(nèi)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(zhí)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(xiàn)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(xiàn)貨市場要實現(xiàn)物理交割。一般在日前市場，新能源需要根據(jù)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(nèi)想精確預測新能源的功率，難度較大，容易在實際運行時產(chǎn)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(qū)兼而有之）。

此外，目前我國部分地區(qū)在發(fā)電側(cè)采取物理節(jié)點的節(jié)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(fā)展不匹配，進而致使發(fā)電側(cè)在發(fā)電量較大時超出線路潮流、斷面潮流上限，使得本節(jié)點電價下降。

由于新能源出力的波動性，在電力系統(tǒng)中需要其他電源向相反方向調(diào)節(jié)來平衡，在分鐘、小時、日等不同時間尺度上的波動，需要調(diào)頻、調(diào)峰等不同的輔助服務進行調(diào)節(jié)。此外，由于新能源出力的預測具有一定偏差，需要一定數(shù)量的備用裝機來平衡該偏差。

實際上，2019年東北地區(qū)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(xiàn)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(lián)合，利用儲能技術快速響應、雙向調(diào)節(jié)的特性，可以使新能源在一定程度上具備調(diào)節(jié)能力（該程度取決于儲能系統(tǒng)配置的容量和持續(xù)時間），與功率預測配合，在現(xiàn)貨市場的實際運行中執(zhí)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(shù)風、光功率預測系統(tǒng)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(fā)出，以此在分時分區(qū)的節(jié)點電價機制中提高本節(jié)點發(fā)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(fā)電量大、負荷較低的時候利用儲能存儲限發(fā)或低價能量，加入配置儲能的持續(xù)時間為2小時，則可以存儲將近月1/3的光伏平均日發(fā)電量（按日均利用小時數(shù)為6計算），可以有效低減少通流壓力，進行峰谷的負荷轉(zhuǎn)移，將原本中午時段的低價電轉(zhuǎn)移至其他電價相對較高時段，同時減少了網(wǎng)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(diào)峰、調(diào)頻、備用、調(diào)壓、黑啟動等，根據(jù)目前儲能的技術特點和在國際上已經(jīng)開展的應用，儲能具備開展上述所有輔助服務的能力，在調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應時間等要求較高的調(diào)頻方面，其表現(xiàn)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(guī)模比較下，儲能調(diào)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(lián)合循環(huán)機組的近20倍。

2011年紐約州電力系統(tǒng)中占調(diào)頻容量3.3%的飛輪儲能調(diào)頻系統(tǒng)，完成的調(diào)頻任務量占總體調(diào)頻任務量的23.8%。

目前，我國目前調(diào)峰、調(diào)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(diào)峰、調(diào)頻輔助服務市場，貴州開展了黑啟動。

但是，筆者認為由于調(diào)峰屬于電能量調(diào)節(jié)范圍，電能量市場中的日前、日內(nèi)、實時交易可完成該項功能，輔助服務市場中包含調(diào)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(cè)儲能發(fā)展問題待解

目前，我國與新能源結(jié)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(xiàn)象主要是目前新能源側(cè)儲能發(fā)展還存在一些問題。

首先是成本問題，該問題最為顯眼。據(jù)統(tǒng)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(tǒng)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(yè)模式無法實現(xiàn)盈利，比如新能源場站內(nèi)儲能的跟蹤計劃出力、移峰填谷等。