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4月26日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內(nèi)蒙古呼和浩特盛大召開，國網(wǎng)能源研究院資深專家李瓊慧出席會議并作主題報告《新形勢下光熱電站商業(yè)模式及交易機制探索》。

圖：李瓊慧

以下為演講內(nèi)容。

感謝主辦方的邀請，非常高興參加一年一度的光熱大會。

光熱發(fā)電在國內(nèi)實際上起步非常早，基本上與光伏同步，但受制于發(fā)電成本高，多年來，光熱發(fā)電的定位一直在隨著外部發(fā)展形勢的變化而變化，大家的認識也逐步趨于一致——從原來的主要替代燃煤電站到現(xiàn)在主要成為調(diào)峰電源。

隨著投運的光熱電站規(guī)模越來越大，光熱進入了運營和運維的新發(fā)展階段，光熱電站的運營模式和獲得盈利的市場機制，是推動光熱發(fā)展非常重要的基礎(chǔ)。

我國新能源發(fā)展面臨的新形勢

首先我想分享一下關(guān)于當(dāng)前整個新能源發(fā)展的形勢。

形勢決定了我們現(xiàn)在系統(tǒng)最需要光熱干什么，但同時我們也知道，不同階段其實對光熱發(fā)電的需求是不一樣的。總而言之，光熱必須適應(yīng)不斷發(fā)展的外部關(guān)系，才能實現(xiàn)成本的降低和更大規(guī)模的發(fā)展。

第一部分，關(guān)于發(fā)展環(huán)境。

目前，我國的能源轉(zhuǎn)型和新能源發(fā)展已經(jīng)進入了一個全新的發(fā)展階段。

從全國總量來看，截至2023年底，我國全口徑發(fā)電裝機容量29.2億千瓦，其中可再生能源裝機14.7億千瓦，占比超過一半，風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機合計達到2.91億千瓦，相當(dāng)于美國2022年底風(fēng)光發(fā)電的總裝機容量，累計裝機突破10億千瓦。

2023年，我國可再生能源發(fā)電量占比達到31.8%，其中風(fēng)光發(fā)電量占比達到15.8%。

圖：2020-2023年風(fēng)電光伏年新增裝機

總的來說，新能源開發(fā)利用的總規(guī)模取得了新突破。在我國風(fēng)光資源較好的地區(qū)，進入從量變到質(zhì)變的新階段，如青海、甘肅等地的電量滲透率已經(jīng)超過了30%，與德國、丹麥這些國家相比基本相當(dāng)。

另外，從未來對新能源發(fā)展的需求來看，不論是集中式還是分布式，沙戈荒大基地、源網(wǎng)荷儲一體化、整縣光伏等將繼續(xù)保持持續(xù)發(fā)展的規(guī)模，共同引領(lǐng)每年新增裝機的增長支撐。

2023年11月，中美兩國發(fā)表《關(guān)于加強合作應(yīng)對氣候危機的陽光之鄉(xiāng)聲明》，提出在21世紀20年代這關(guān)鍵十年，兩國支持二十國集團領(lǐng)導(dǎo)人宣言所述，努力爭取到2030年全球可再生能源裝機增至三倍。從中可以測算，2030年風(fēng)光裝機規(guī)模將達到22億千瓦以上，這個量是非常大的。

總之，未來低成本的風(fēng)光在我們電力系統(tǒng)中的占比還會進一步提升。

第二部分，關(guān)于市場環(huán)境。

從市場環(huán)境來講，新能源進入市場是大勢所趨。

目前的形勢來看，將來光熱可能沒有什么補貼政策，因為從市場環(huán)境來看，電力市場化的進程是非常快的，首先我們看2021年出臺了取消工商業(yè)目錄電價的文件，隨著可再生能源規(guī)模的不斷提升，新能源電力電量的收購方式已由電網(wǎng)公司統(tǒng)收統(tǒng)銷的模式轉(zhuǎn)變?yōu)槎嗍袌鲋黧w協(xié)同承擔(dān)消納責(zé)任的新階段。

2021年同時還發(fā)布了關(guān)于啟動電網(wǎng)企業(yè)代理購電的文件，并且要結(jié)合不同地區(qū)電力市場發(fā)展的情況，不斷縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購電的范圍，所以過去那個新能源發(fā)了電上了網(wǎng)就完成任務(wù)的時代已經(jīng)一去不復(fù)返了。

另外，隨著電力現(xiàn)貨市場的加快推進，新能源的交易規(guī)模不斷擴大。根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，2023年新能源市場化交易電量占新能源總發(fā)電量的47.3%，占比接近一半，所以市場化推進的進程是非常快的。隨著2023年兩個重磅現(xiàn)貨文件的出臺，山西和廣東兩個現(xiàn)貨市場已經(jīng)率先進入了正式運行。

第三部分，關(guān)于政策環(huán)境。

從政策環(huán)境來講，現(xiàn)在所有政策指向都在于著力提升電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力。

首先是2023年，我們提出了火電靈活性改造制造的一個政策要求，要求新建機組全部實現(xiàn)靈活性制造，現(xiàn)役機組靈活性改造應(yīng)改盡改。新建及改造后煤電機組純凝工況調(diào)峰能力的一般化要求為最小發(fā)電出力達到35%額定負荷；采暖熱電機組在供熱期運行時要通過熱電解耦力爭實現(xiàn)單日6h最小發(fā)電出力達到40%額定負荷的調(diào)峰能力。

另一方面，2021年發(fā)改委出臺的一個文件鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。而在可購買的調(diào)峰能力里面，包括了光熱電站，比如說可以自建的，可以通過購買，也可以合建，自建合建的方式建設(shè)調(diào)峰電源，這里面都含光熱電站。

今年國家發(fā)改委、能源局又發(fā)布了一個重磅文件，《關(guān)于電網(wǎng)調(diào)峰儲能和智能化調(diào)度能力建設(shè)的指導(dǎo)意見》。隨著新能源電量占比的提升，對于電力系統(tǒng)而言，要推動電網(wǎng)調(diào)峰和儲能以及智能化調(diào)度能力的建設(shè)。指導(dǎo)意見里關(guān)于加強調(diào)峰能力建設(shè)這部分也專門提到，要充分發(fā)揮光熱發(fā)電的調(diào)峰作用。所以我們看到，目前在低成本風(fēng)光大規(guī)模發(fā)展的同代，光熱發(fā)電不可能跟風(fēng)光拼價格，需要在提升系統(tǒng)調(diào)峰能力方面發(fā)揮優(yōu)勢，找到規(guī)模化發(fā)展的新突破口。

因為光熱技術(shù)與風(fēng)光不太一樣，要實現(xiàn)發(fā)電成本像光伏這樣90%的下降，從技術(shù)原理上講其實不現(xiàn)實，所以從目前推動光熱電站發(fā)展的需求來看，發(fā)揮光熱電站的調(diào)峰作用，是當(dāng)前高比例新能源電力系統(tǒng)對光熱電站重要定位及需求。

各類調(diào)節(jié)電源運營模式實踐與創(chuàng)新

再來看看當(dāng)前各類調(diào)節(jié)電源的運營模式和他們是怎么來盈利的。

▍煤電運營模式與電價機制

首先看煤電，煤電的運營模式和電價機制已經(jīng)與過去發(fā)生了很大變化。

去年出臺了關(guān)于建立煤電容量電價機制的文件，明確要求自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。適應(yīng)煤電功能加快轉(zhuǎn)型需要，將現(xiàn)行煤電單一制電價調(diào)整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，反映電力市場供需、燃料成本變化等；容量電價水平充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行。

此外還正式下發(fā)了關(guān)于省級電網(wǎng)煤電容量電價表，根據(jù)不同電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力需求的不同，給出了不同的電價，而且容量電價也有一個逐步提高的過程。

▍抽水蓄能電站運營模式與電價機制

再看抽蓄。

抽蓄實際上是2021年出臺了《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，2023年正式下發(fā)《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》，提出堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學(xué)性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用，調(diào)動各方面建設(shè)抽蓄的積極性。

▍新型儲能商業(yè)模式及電價機制

新型儲能是大家關(guān)注的重點。

新型儲能容量相對較小，當(dāng)前中國主要以煤電為主。新型儲能這幾年發(fā)展較快，基于應(yīng)用場景的不同，采用不同的運營模式。

第一類，基于2021年的國家發(fā)改委的文件，屬于電源側(cè)配建的儲能。風(fēng)光電站通過配建儲能使它具備解決新能源在運行中自身一些問題的能力，不是作為調(diào)峰來配的，因此這類不是我們研究的重點。

對于電源側(cè)配建儲能類似可比的主要是新能源大基地配儲。對于這類儲能，按照2022年出臺的《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》里要求的，配儲是不允許轉(zhuǎn)為獨立儲能的。

新能源大基地配儲運營模式分為兩種：一是一體化運營，風(fēng)光水火儲大基地一體化作為一個市場主體參與市場，獲得市場價格或政府定價，并承擔(dān)相應(yīng)的平衡責(zé)任。配建儲能不單獨參與市場，不單獨核算；另外一種是簡單可行的，即聯(lián)營不聯(lián)運的模式。成立代理主體代表聯(lián)營體整體參與交易。聯(lián)營體內(nèi)部優(yōu)化形成整體外送曲線和內(nèi)部各主體運行計劃曲線，經(jīng)調(diào)度機構(gòu)校核后由調(diào)度機構(gòu)執(zhí)行。聯(lián)營體內(nèi)部各市場主體分別裝表計量、結(jié)算收費，內(nèi)部偏差責(zé)任分攤和補償方式由聯(lián)營體內(nèi)部協(xié)商確定。

第二類，共享儲能。

共享儲能的模式是基于電化學(xué)儲能電站的，是在配電網(wǎng)層面的，在地縣調(diào)層級應(yīng)用的一種區(qū)別于抽蓄以及其他調(diào)節(jié)電源的一種過渡性的運營模式。所謂的共享儲能，湖南做的比較多，這種模式下新型儲能電站由第三方建設(shè)，供周邊特定多個新能源場站共同使用，共同承擔(dān)成本。

比較典型是青海和湖南。

青海：優(yōu)先雙邊協(xié)商，再市場競價，余量單邊市場出清。儲能調(diào)峰結(jié)算費用包括雙邊結(jié)算費用和電網(wǎng)單邊結(jié)算費用：共享儲能調(diào)峰輔助服務(wù)費用按月結(jié)算，由光伏發(fā)電、風(fēng)電共同分攤；電網(wǎng)調(diào)用調(diào)峰價格為0.5元/kWh。

湖南：容量租賃：年租賃費市場價格約450-600元/kW；參與電網(wǎng)調(diào)峰：深度調(diào)峰儲能電站按充電電量報價，平均調(diào)峰補償價格0.246元/MWh。

第三類，獨立儲能電站。

這種模式類似于抽蓄，但是原來我們也提到，對于新型儲能目前國家是沒有出臺容量電價的，為什么？因為新型儲能的技術(shù)類別特別多，如鋰電、壓縮空氣、液流電池等，不同技術(shù)路線的成本是不一樣的，所以不同類型新型的容量電價就不一樣。

我們現(xiàn)在新型儲能的總體方向是百花齊放，通過市場的選擇以最低成本推動不同新型儲能技術(shù)路線的發(fā)展。假設(shè)出一個統(tǒng)一的容量電價，低投資的占便宜，技術(shù)潛力更大的反而不一定具備優(yōu)勢，且目前新型儲能還在處于技術(shù)不斷進步和發(fā)展的階段，因此很難給出統(tǒng)一的容量電價。

獨立儲能電站目前主要通過三類途徑獲得收益：第一，輔助服務(wù)市場，目前，參與深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場全國普遍推行，參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的不多，主要通過調(diào)峰輔助服務(wù)市場，另外是通過調(diào)頻輔助服務(wù)市場；第二，現(xiàn)貨市場，沒有現(xiàn)貨市場的地區(qū)通過峰谷價差獲得充放電收益；第三，容量市場，探索建立市場化的容量補償機制，做好與現(xiàn)貨市場銜接，保障容量的充裕度，具備條件時可探索建立容量市場。目前我國只有湖南對于新型儲能在做容量市場的探索。

光熱發(fā)電發(fā)展新機遇

了解了目前燃煤電站作為調(diào)峰電源的運營模式和電價機制，光熱電站可以借鑒現(xiàn)有的各類調(diào)節(jié)電源的運營模式，借鑒的同時，它們有相同性，肯定也有差異性。

光熱發(fā)電與燃煤、抽蓄等調(diào)節(jié)電源有所差異。燃煤技術(shù)的調(diào)節(jié)能力取決于最小技術(shù)出力，抽蓄可以抽水，因此調(diào)節(jié)能力是同容量煤電的2倍。新型儲能規(guī)模較小，可以在配網(wǎng)或在用戶側(cè)有它獨有的運營模式，因此光熱發(fā)電可以借鑒這些調(diào)節(jié)電源盈利的商業(yè)或運營模式。

2024年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知（發(fā)改價格〔2024〕196號）明確提出合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種，規(guī)范輔助服務(wù)計價規(guī)則，為光熱電站運營提供了新的盈利可能。

光熱發(fā)電作為發(fā)電側(cè)并網(wǎng)這一類，和電化學(xué)儲能的新型儲能還是不一樣的，從政策文件對光熱的定位來講，光熱因為規(guī)模相對較大，更接近于作為調(diào)節(jié)電源的煤電或抽蓄。不同的運營模式與現(xiàn)在光熱要不要跟風(fēng)電光伏打捆有很大的關(guān)系。

另外，光熱還有一個特殊收益——光熱發(fā)電是第一批CCER市場受益項目之一。

根據(jù)2023年10月生態(tài)環(huán)境部印發(fā)的《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，生態(tài)環(huán)境部印發(fā)《溫室氣體自愿減排項目方法學(xué)》共4項方法學(xué)，包括造林碳匯、并網(wǎng)光熱發(fā)電、紅樹林營造、并網(wǎng)海上風(fēng)電。

方法學(xué)是CCER項目開發(fā)、實施、審定和減排量核查的主要依據(jù)。其中，方法學(xué)里面明確指出，并網(wǎng)光熱發(fā)電方法學(xué)適用于獨立的并網(wǎng)光熱發(fā)電項目以及“光熱+”一體化項目中的并網(wǎng)光熱發(fā)電部分，所以多能互補的光熱+風(fēng)電、光熱+光伏，光熱+風(fēng)電+光伏這些組合類型都是適用的，且并網(wǎng)光熱發(fā)電部分的上網(wǎng)電量可單獨計量。

從光熱發(fā)電到光熱儲能

光熱發(fā)電的新模式從過去幾年就開始在探索，包括首批示范項目在開發(fā)建設(shè)中遇到的一些困境，開發(fā)企業(yè)們也在實踐中進行探索。

從光熱發(fā)電到光熱儲能，從類調(diào)峰煤電站轉(zhuǎn)變?yōu)轭惓樾铍娬荆@是什么意思呢？

類調(diào)峰煤電站的調(diào)節(jié)能力取決于出力最小，最小技術(shù)出力一般不低于10%。類調(diào)峰煤電和類抽蓄有一個很大的差別，類抽蓄可以在風(fēng)光大發(fā)時去消耗或使用棄電（系統(tǒng)過剩的電量）進行加熱、儲熱，它的調(diào)節(jié)能力是類煤電同樣容量電站的兩倍，這是兩類電站調(diào)節(jié)能力本質(zhì)的區(qū)別。

光伏發(fā)電/風(fēng)電+光熱儲能技術(shù)，通過適當(dāng)減小鏡場規(guī)模降低了光熱發(fā)電初投資門檻，可作為長時儲能，能夠比較好的解決西北部地區(qū)新能源規(guī)模化開發(fā)面臨的問題，同時也解決了當(dāng)前光熱規(guī)模化開發(fā)的主要障礙。因此通過這種應(yīng)用模式的轉(zhuǎn)變可以在現(xiàn)階段明顯降低光熱電站的開發(fā)成本。

另外從它的調(diào)節(jié)響應(yīng)能力來講，在西北部沙戈荒等新能源滲透率高、系統(tǒng)靈活性資源嚴重不足且光資源較好的地區(qū)，可成為電力系統(tǒng)高性能、綠色調(diào)節(jié)資源,響應(yīng)速度比煤電的一些指標(biāo)還會略好一些。

光熱電站運營模式及市場機制

從運營模式來講，類調(diào)峰煤電站即常規(guī)光熱電站開發(fā)，需要配置大容量儲熱裝置，儲能時長需要達到6-12小時。即使實行兩部制電價政策，原有光熱電站項目投資門檻高、度電成本高的問題依然無法破題。

類抽蓄電站即光熱+風(fēng)電/光伏的模式，通過簡單的測算，可減少鏡場面積，降低初投資成本和度電。初步測算，在風(fēng)光資源富集的地區(qū)，2*330MW光熱電站通過合理配置熔鹽儲熱規(guī)模，初投資可明顯降低，電站綜合經(jīng)濟性可接近抽水蓄能電站。

類新型獨立儲能電站，不需綁定風(fēng)光項目，但可以在電力市場通過中長期協(xié)議或現(xiàn)貨市場獲得部分低谷電用于蓄熱以降低電站投資成本。同時通過合理設(shè)計現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和容量市場機制，項目可具備盈利能力。

總之，光熱在不同的應(yīng)用場景下可以采用不同的運營模式獲得盈利，目前光熱電站已經(jīng)初步具備盈利模式、具備向更大規(guī)模發(fā)展的能力了。

我與大家分享的內(nèi)容就是這些，謝謝！

2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會4月25-26日在內(nèi)蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開，大會由CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺聯(lián)合常州龍騰光熱科技股份有限公司共同主辦，大會主題為“在多變的形勢下實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展”，共有來自海內(nèi)外約800名代表出席本屆大會。