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。