中國儲能網(wǎng)訊：由于市場執(zhí)行力弱、輔助服務(wù)需求大，已經(jīng)抵達平價目的地的新能源在電力市場與傳統(tǒng)電源的競爭仍處于下風，尋求與輔助服務(wù)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(fā)展研究中心
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(guān)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(wù)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(guān)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(wù)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(shè)需按照最大容量匹配，在此原則下，易導致輸電線路建設(shè)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(wù)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(wù)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(wù)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(shè)過程中可能會出現(xiàn)的問題，采用儲能技術(shù)可以有效解決。如果將儲能與新能源聯(lián)合，利用儲能技術(shù)快速響應(yīng)、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(luò)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(wù)能力。輔助服務(wù)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(shù)特點和在國際上已經(jīng)開展的應(yīng)用，儲能具備開展上述所有輔助服務(wù)的能力，在調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應(yīng)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(wù)量占總體調(diào)頻任務(wù)量的23.8%。
目前，我國目前調(diào)峰、調(diào)頻和備用在輔助服務(wù)中費用占比最高，三者共占超過80%的輔助服務(wù)費用；在輔助服務(wù)市場方面，主要開展了調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)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(wù)市場中包含調(diào)峰會造成功能和費用重復，不應(yīng)將其納入輔助服務(wù)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(shù)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。
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(diào)高效率，降低儲能在生命周期內(nèi)的成本；
發(fā)展新型低成本儲能技術(shù)，儲能的本質(zhì)在于通過將能量時空轉(zhuǎn)移，實現(xiàn)能量的實時平衡，不應(yīng)拘泥于技術(shù)類型，應(yīng)因地因時因勢選擇合適的技術(shù)，因此發(fā)展新型的成本更低的技術(shù)是儲能降低成本的一種有效方法；
政策促進發(fā)展，繼而使得資本投入，產(chǎn)能增加，成本進一步下降。
其次是新能源側(cè)儲能的輔助服務(wù)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(yōu)先并網(wǎng)，在規(guī)模需求不大、整體投資還有利潤的情況下企業(yè)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(cè)儲能或新能源和儲能聯(lián)合體納入輔助服務(wù)市場，如果可以實現(xiàn)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(guī)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(yīng)用規(guī)模的上升會促進儲能的發(fā)展和成本的加速下降，進而促進新能源并網(wǎng)能力提升和新能源發(fā)展。筆者認為要釋放新能源側(cè)儲能的輔助服務(wù)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(wù)，或可進行多項應(yīng)用功能的政策機制。實際上，新能源側(cè)儲能的跟蹤計劃出力等職能，使得新能源并網(wǎng)性能變得友好，可以促進新能源發(fā)展，以此促進實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)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(lián)合體，或者新能源側(cè)儲能，應(yīng)是最應(yīng)被鼓勵開展輔助服務(wù)或可獲得其他額外收入功能的市場主體。
目前國內(nèi)已出臺政策允許新能源側(cè)儲能參與調(diào)頻的主要有甘肅、福建和江蘇，調(diào)峰較多但難以獲得收益（并且筆者認為調(diào)峰應(yīng)屬于電能量市場，前文已提到）。此外，同一種儲能技術(shù)，一般具備實現(xiàn)多重功能的能力，國內(nèi)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(cè)儲能或新能源和儲能聯(lián)合體輔助服務(wù)能力，或者提供多項功能的能力。目前儲能所能提供的服務(wù)和功能較多，但是與新能源聯(lián)合后，或者在執(zhí)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(wù)的容量、存儲時間等需要評估，儲能在綜合各項功能或服務(wù)時，各項功能調(diào)用開展的順序、相互之間的關(guān)聯(lián)能也需要進一步研究制定。
第三，發(fā)展新能源和儲能聯(lián)合出力優(yōu)化調(diào)度技術(shù)，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(wù)市場等多個市場，此時需要一個聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度的系統(tǒng)，通過預測各個市場需求、新能源功率，結(jié)合儲能、發(fā)電設(shè)備狀態(tài)，進行整體的優(yōu)化決策，以防止出現(xiàn)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(chǎn)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(shù)，和鈉硫電池這種高溫類的技術(shù)。之所以此處進行討論，是因為近幾年電化學儲能發(fā)展速度最快，新能源場站儲能也以此技術(shù)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(yè)，從技術(shù)角度看，儲能電站的起火是個系統(tǒng)問題，與電池單體、BMS、機械結(jié)構(gòu)、電氣系統(tǒng)、熱管理等均有關(guān)系，一旦某一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，均有可能導致起火。
從目前的技術(shù)研發(fā)現(xiàn)狀來看，實際并沒有非常有效的工程應(yīng)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(tǒng)體現(xiàn)在安全方面的性能指標，形成標準執(zhí)行，以規(guī)范行業(yè)、淘汰劣質(zhì)廠商。
制定安全生產(chǎn)運行規(guī)范，加強儲能相關(guān)知識普及。韓國23起事故中，有20起發(fā)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(guān)生產(chǎn)運行安全準則，并加強相關(guān)知識普及， 盡快提升儲能電站運維人員、管理人員的專業(yè)能力。
發(fā)展新型安全技術(shù)。本質(zhì)安全才是根本，儲能的安全問題需要新型安全的技術(shù)來解決，目前來講，固態(tài)鋰電池技術(shù)、鋰漿料電池技術(shù)等技術(shù)可有望解決該問題。
