作为当前能源领域发展最快的两类技术，可再生能源与储能的关联日益紧密。尽管基于可再生能源弃电的发电侧储能市场空间有限，但随着可再生能源发电成本的不断下降和电力体制改革的深入，大量平价可再生能源融入电力系统将为储能营造更多元的应用场景和更高的价值回报。
平价可再生能源提升电力现货市场储能价值
早期较高的可再生能源上网电价和部分地区严重的弃电问题带动了国内一部分发电侧储能需求。但由于近年来可再生能源补贴水平不断下降和消纳问题逐步缓解，单纯依赖弃电消纳的发电侧储能商业模式难以为继。随着光伏发电、风电在未来2~3年陆续实现发电侧全面平价，大量平价可再生能源参与电力市场交易将把发电侧可再生能源的调峰需求传递至系统侧，进而提升储能在电力现货市场中的应用价值。
一直以来，以电力现货市场为重点之一的电力体制改革一直被认为将开辟储能应用新场景。由于电力系统运行的实时状态瞬息变化，基于经济调度的日前、实时现货市场将导致电能在不同时刻的价格差异，也形成了储能充放电的激励信号。然而，以目前价格波动水平，现货市场价差对储能的吸引力却十分有限。国内八个现货市场试点已全面进入结算试运行阶段，以广东省为例，试运行结算（6月22日）的日前现货市场平均节点峰谷电价差为0.3元/千瓦时，其中价格波动最明显节点（含线路阻塞）的峰谷价差也仅为0.37元/千瓦时。考虑到市场交易电量中的输配电费用、政府基金等为固定价格，用户购电峰谷差价亦在0.4元/千瓦时以下，远低于当地目录电价峰谷差水平（0.7元/千瓦时）。
大量波动性可再生能源参与市场交易将改变现货市场价格曲线，国外相对成熟电力市场对此开展了较为系统的定量研究。根据劳伦斯伯克利实验室（LBNL）针对美国四个区域电力市场的分析，当波动性可再生能源（风力、光伏）发电容量渗透率提升至40%时，四个区域现货市场价格波动增幅在2~4倍之间。其中，高渗透率光伏对价格波动的影响尤为突出，变化最大的德克萨斯州（光伏发电、风电装机比例30%和10%）现货市场价格波动增幅可达6.6倍。但需要说明的是，在加剧电价波动的同时，运营成本较低的可再生能源发电也有拉低现货市场平均出清价格的趋势。同样以上述四个地区为例，高可再生能源渗透率下现货市场平均价格降幅在20%~40%之间。按照当前发展形势，2030年我国风电、光伏发电装机量大概率超过10亿千瓦，其在发电总装机中的比重也将突破40%。若简单套用LBNL案例结果，综合考虑价格波动增幅和平均价格降幅，可再生能源仍将提升现货市场峰谷价差2倍左右，其对储能的吸引力将与当前用户侧峰谷电价套利相当。
当然，实现较高的可再生能源渗透率并非一蹴而就，且未来由可再生能源带来的现货市场价格波动也可能由售电商传导至零售侧。因此，单从峰谷价差的角度看，可再生能源渗透率的提升并不会降低用户侧储能的收益水平，在相当长的一段时间内，用户侧峰谷电价套利仍将是储能最重要的能量型应用场景。
高渗透率可再生能源拉动辅助服务市场需求
由于波动性可再生能源和负荷存在小时内的明显波动，以小时为单位的现货市场仍然难以充分反映系统供需的实际状况，高渗透率可再生能源也因此意味着更多辅助服务需求。国家能源局《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》明确了我国电力辅助服务补偿（市场）的三个实施阶段，其中第三阶段（2019年～2020年）需配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。目前，国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等地开展辅助服务市场建设试点工作。随着电力辅助服务试点范围不断扩大，市场化辅助服务共享和分担机制正在形成，储能也被鼓励参与提供电力辅助服务。目前各试点地区的调频辅助服务的报价/出清价格区间集中在5~10元/兆瓦。假设每次调频持续时长为30秒，则储能参与调频单位千瓦时充放电的潜在收益就将超过1元，明显高于用户侧和现货市场移峰填谷的收益水平。
然而，相比电能量现货市场和负荷侧峰谷电价调节，调频辅助服务的市场空间相对有限。特别是随着储能等灵活性资源越来越多进入调频市场，调频服务或出现供大于求的情况，其价格也将因此受到影响。近年来山西等地调频辅助服务价格下滑与当地储能项目频繁上马不无关系。但渗透率不断提高的波动性可再生能源将带来新一轮电力辅助服务需求。同样参考LBNL案例分析结果，当波动性可再生能源发电装机容量占比提升至40%时，四个区域调频辅助服务的价格将有2~9倍的增幅。可见，大量波动性可再生能源融入电网将同时推高电能量市场的价格波动性和辅助服务的价格水平。换言之，在高渗透率可再生能源背景下，电力辅助服务仍是补偿单价最高的储能应用模式。
市场机制和商业模式创新释放储能应用潜力
合理的市场机制设计可以吸引更多高品质、低成本灵活性资源参与电力系统调节，在降低清洁能源转型成本的同时，也为储能营造更多元的应用场景。对比发电侧和用户侧，系统侧储能可直接响应调度指令，其参与现货电能量市场和辅助服务市场的门槛和复杂程度更低。但市场机制的完善并非朝夕之间，围绕现有峰谷目录电价的用户侧储能仍然是近期大多数储能项目的现实选择。另一方面，若未来批发与零售市场充分衔接，用户侧储能理论上同样能够参与批发市场，提供与系统侧储能相似的充放电服务，继而实现在不同应用场景间的价值叠加。
不可否认，当前用户侧储能面临高成本和降电价的双重压力。虽然储能电池、PCS等硬件成本正在快速下降，但用户侧储能项目设计、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。用户侧储能应用环境复杂，加之相关标准尚不清晰，导致项目的可复制性低，非技术环节的降本难度大。因此，除继续降低硬件成本外，未来用户侧储能的市场突破还有赖于商业模式的创新，例如通过储能产品的模块化最大程度发挥电池在用户侧储能应用场景下的规模效应。而标准化的储能产品有助于在项目设计、控制软件、安装调试等多个环节简化流程，最终以即插即用方式降低用户侧储能的综合成本。
展望未来，不论是在用户侧还是系统侧，储能在高渗透率可再生能源系统中都可凭借辅助服务获得更高经济回报。但目前储能参与辅助服务仍存在多重阻碍，需在体制机制、市场规则和基础设施方面做出调整。在体制机制层面，应首先明确储能作为灵活性资源的核心价值，同时通过机制创新使电力系统中各类灵活性资源价值得以合理体现。在市场规则方面，应将荷电状态、容量边界等储能关键参数纳入辅助服务市场报价过程，在最小接入功率、最短放电时间等方面尽可能降低储能准入门槛，使储能得以无缝地纳入现有市场交易与调度规则。在基础设施方面，应加快配电网升级，在继电保护、检修规程、计量结算、数据通讯等方面为未来用户侧储能的大面积接入营造条件。
来源:能源研究俱乐部
作者:国家发展改革委能源研究所 刘坚
