作為當前能源領域發展最快的兩類技術，可再生能源與儲能的關聯日益緊密。儘管基於可再生能源棄電的發電側儲能市場空間有限，但隨著可再生能源發電成本的不斷下降和電力體制改革的深入，大量平價可再生能源融入電力系統將為儲能營造更多元的應用場景和更高的價值回報。
平價可再生能源提升電力現貨市場儲能價值
早期較高的可再生能源上網電價和部分地區嚴重的棄電問題帶動了國內一部分發電側儲能需求。但由於近年來可再生能源補貼水平不斷下降和消納問題逐步緩解，單純依賴棄電消納的發電側儲能商業模式難以為繼。隨著光伏發電、風電在未來2~3年陸續實現發電側全面平價，大量平價可再生能源參與電力市場交易將把發電側可再生能源的調峰需求傳遞至系統側，進而提升儲能在電力現貨市場中的應用價值。
一直以來，以電力現貨市場為重點之一的電力體制改革一直被認為將開闢儲能應用新場景。由於電力系統運行的實時狀態瞬息變化，基於經濟調度的日前、實時現貨市場將導致電能在不同時刻的價格差異，也形成了儲能充放電的激勵信號。然而，以目前價格波動水平，現貨市場價差對儲能的吸引力卻十分有限。國內八個現貨市場試點已全面進入結算試運行階段，以廣東省為例，試運行結算(6月22日)的日前現貨市場平均節點峰谷電價差為0.3元/千瓦時，其中價格波動最明顯節點(含線路阻塞)的峰谷價差也僅為0.37元/千瓦時。考慮到市場交易電量中的輸配電費用、政府基金等為固定價格，用戶購電峰谷差價亦在0.4元/千瓦時以下，遠低於當地目錄電價峰谷差水平(0.7元/千瓦時)。
大量波動性可再生能源參與市場交易將改變現貨市場價格曲線，國外相對成熟電力市場對此開展了較為系統的定量研究。根據勞倫斯伯克利實驗室(LBNL)針對美國四個區域電力市場的分析，當波動性可再生能源(風力、光伏)發電容量滲透率提升至40%時，四個區域現貨市場價格波動增幅在2~4倍之間。其中，高滲透率光伏對價格波動的影響尤為突出，變化最大的德克薩斯州(光伏發電、風電裝機比例30%和10%)現貨市場價格波動增幅可達6.6倍。但需要說明的是，在加劇電價波動的同時，運營成本較低的可再生能源發電也有拉低現貨市場平均出清價格的趨勢。同樣以上述四個地區為例，高可再生能源滲透率下現貨市場平均價格降幅在20%~40%之間。按照當前發展形勢，2030年我國風電、光伏發電裝機量大概率超過10億千瓦，其在發電總裝機中的比重也將突破40%。若簡單套用LBNL案例結果，綜合考慮價格波動增幅和平均價格降幅，可再生能源仍將提升現貨市場峰谷價差2倍左右，其對儲能的吸引力將與當前用戶側峰谷電價套利相當。
當然，實現較高的可再生能源滲透率並非一蹴而就，且未來由可再生能源帶來的現貨市場價格波動也可能由售電商傳導至零售側。因此，單從峰谷價差的角度看，可再生能源滲透率的提升並不會降低用戶側儲能的收益水平，在相當長的一段時間內，用戶側峰谷電價套利仍將是儲能最重要的能量型應用場景。
高滲透率可再生能源拉動輔助服務市場需求
由於波動性可再生能源和負荷存在小時內的明顯波動，以小時為單位的現貨市場仍然難以充分反映系統供需的實際狀況，高滲透率可再生能源也因此意味著更多輔助服務需求。國家能源局《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》明確了我國電力輔助服務補償(市場)的三個實施階段，其中第三階段(2019年～2020年)需配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。目前，國家已批覆東北、福建、山東、山西、新疆、寧夏、廣東、甘肅等地開展輔助服務市場建設試點工作。隨著電力輔助服務試點範圍不斷擴大，市場化輔助服務共享和分擔機制正在形成，儲能也被鼓勵參與提供電力輔助服務。目前各試點地區的調頻輔助服務的報價/出清價格區間集中在5~10元/兆瓦。假設每次調頻持續時長為30秒，則儲能參與調頻單位千瓦時充放電的潛在收益就將超過1元，明顯高於用戶側和現貨市場移峰填谷的收益水平。
然而，相比電能量現貨市場和負荷側峰谷電價調節，調頻輔助服務的市場空間相對有限。特別是隨著儲能等靈活性資源越來越多進入調頻市場，調頻服務或出現供大於求的情況，其價格也將因此受到影響。近年來山西等地調頻輔助服務價格下滑與當地儲能項目頻繁上馬不無關係。但滲透率不斷提高的波動性可再生能源將帶來新一輪電力輔助服務需求。同樣參考LBNL案例分析結果，當波動性可再生能源發電裝機容量佔比提升至40%時，四個區域調頻輔助服務的價格將有2~9倍的增幅。可見，大量波動性可再生能源融入電網將同時推高電能量市場的價格波動性和輔助服務的價格水平。換言之，在高滲透率可再生能源背景下，電力輔助服務仍是補償單價最高的儲能應用模式。
市場機制和商業模式創新釋放儲能應用潛力
合理的市場機制設計可以吸引更多高品質、低成本靈活性資源參與電力系統調節，在降低清潔能源轉型成本的同時，也為儲能營造更多元的應用場景。對比發電側和用戶側，系統側儲能可直接響應調度指令，其參與現貨電能量市場和輔助服務市場的門檻和複雜程度更低。但市場機制的完善並非朝夕之間，圍繞現有峰谷目錄電價的用戶側儲能仍然是近期大多數儲能項目的現實選擇。另一方面，若未來批發與零售市場充分銜接，用戶側儲能理論上同樣能夠參與批發市場，提供與系統側儲能相似的充放電服務，繼而實現在不同應用場景間的價值疊加。
不可否認，當前用戶側儲能面臨高成本和降電價的雙重壓力。雖然儲能電池、PCS等硬件成本正在快速下降，但用戶側儲能項目設計、控制軟件、安裝調試、場地租賃、安全保障等周邊成本同樣不容忽視。用戶側儲能應用環境複雜，加之相關標準尚不清晰，導致項目的可複製性低，非技術環節的降本難度大。因此，除繼續降低硬件成本外，未來用戶側儲能的市場突破還有賴於商業模式的創新，例如通過儲能產品的模塊化最大程度發揮電池在用戶側儲能應用場景下的規模效應。而標準化的儲能產品有助於在項目設計、控制軟件、安裝調試等多個環節簡化流程，最終以即插即用方式降低用戶側儲能的綜合成本。
展望未來，不論是在用戶側還是系統側，儲能在高滲透率可再生能源系統中都可憑藉輔助服務獲得更高經濟回報。但目前儲能參與輔助服務仍存在多重阻礙，需在體制機制、市場規則和基礎設施方面做出調整。在體制機制層面，應首先明確儲能作為靈活性資源的核心價值，同時通過機制創新使電力系統中各類靈活性資源價值得以合理體現。在市場規則方面，應將荷電狀態、容量邊界等儲能關鍵參數納入輔助服務市場報價過程，在最小接入功率、最短放電時間等方面儘可能降低儲能准入門檻，使儲能得以無縫地納入現有市場交易與調度規則。在基礎設施方面，應加快配電網升級，在繼電保護、檢修規程、計量結算、數據通訊等方面為未來用戶側儲能的大面積接入營造條件。
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