4月25日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內蒙古呼和浩特盛大召開，中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗出席會議并作《新能源參與市場交易及其對光熱發電的影響》的主題報告，向與會嘉賓分享了近期新能源參與市場交易的情況及其對光熱發電產生的影響。

圖：國家發改委能源研究所研究員時璟麗

新能源快速增長所帶來的消納挑戰將為光熱發電提供發展空間

“十四五”以來，我國的能源消費持續增長且快于預期，2021、2023年能源消費的增速都超過了5%，其中，可再生能源在能源轉型中發揮重要作用。

圖：中國能源消費及構成（數據來源：中國統計年鑒，2023.09，2023年數據來自中國統計公報）

根據《2024年能源工作指導意見》，2024年非化石能源在能源消費中的占比將達到18.9%，即同比增長一個百分點。

2023年風光新增裝機達到2.9億千瓦，可再生能源累計裝機超過14億千瓦。時璟麗認為，這是一個里程碑的數據——這代表全國實現了人均1千瓦的可再生能源裝機量，同時也使可再生能源裝機在全部電源裝機的占比超過了50%。

“十四五”期間，可再生能源集中式和分布式并舉發展，分布式新能源主要在中東部，集中式則呈現重歸“三北”的態勢。2023年，風電“三北”占比71%，光伏“三北”占比46%，其中集中式光伏“三北”占比62%，風光波動性新能源裝機的快速增加，對于靈活性資源的需求也迅速增大。

時璟麗表示：“‘十四五’期間可再生能源發展的導向是開發、消納并舉，但消納放在了更為重要的位置，近中期新能源還將保持較高規模新增裝機，而消納也將是持續挑戰”。

就可再生能源發展來看，實現非化石能源2025年和2030年20%和25%占比目標，需要風光等新能源在“十四五”初期明確的倍增發展基礎上，繼續補齊能源消費和部分能源品種供應的一升一降帶來的缺口。一升是能源消費增長快于預期：2023年一次能源消費總量為57.2億噸標準煤，已超過“十四五”初諸多機構對“十四五”末期的預期。一降是而水電裝機增加但電量不增反降：2023年水電新增裝機為758萬千瓦，但發電量同比下降5.6%。

此外，推進能耗雙控轉向碳排放雙控的過程中，也需要新能源發揮更大的作用。

從全球范圍看，基于2023年11月15日中美發表的《關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉聲明》和2023年12月初COP28上118個國家簽署的《全球可再生能源和能源效率承諾》，全球新能源也將保持較高規模新增裝機。

時璟麗表示，當下光熱發電行業所面臨的問題仍是技術與降本，以及如何在目前逐步加快推進的電力市場形勢中找到商業模式和運營能力。

調峰、儲能、分時電價、輔助服務等影響可再生能源電價的政策解析

2023年4月，國家能源局綜合司《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》中明確了光熱發電的定位，即兼具儲能和調峰的雙重能力。

調峰電源政策方面，2023年10月，《關于建立煤電容量電價機制的通知》發布，煤電機組固定成本全國統一標準：330元/（千瓦.年），2024-2025年為100、165元/（千瓦.年），即33%和50%，2026年起不低于50%和70%。

儲能政策方面，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（發改能源規〔2021〕1051號）》、《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知（發改辦運行〔2022〕475號）》等政策的發布，明確提出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場、獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

除此之外，《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知（發改運行〔2021〕1138號）》提出風光市場化并網項目可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網，并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。對所有的靈活性資源進行了支持，光熱是其中之一。

時璟麗指出，“十四五”電價體系建設主要圍繞推進電力市場化和構建新型電力系統。（詳見下圖）

2023年上半年，第三監管周期的輸配電價公布，將原本的輸配電價分為三個部分：上網環節線損、輸配電價、系統運行費用，系統運行費用單列體現了更多的接納新能源的政策方向。此外，上文提到的關于煤電容量電價的政策，一方面有利于新能源消納消納，另一方面也將影響中長期市場和現貨市場價格。

“十四五”期間分時電價政策也在調整中，趨勢體現不同節點不同時段的電能量價值的差異，分時電價不僅僅在用電側，部分省份上網也實施分時電價。例如，《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》提出，新能源企業峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數（峰段系數=1.5，平段系數=1，谷段系數=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。

用電側，2023年至少10個省份在部分月份將中午定為谷段電價，2024年范圍繼續擴大，至少12個省份調整政策，拉大峰谷差距，增加中午谷段時間：

浙江：10:30-12:30低谷下浮55-65%，高峰上浮50-65%

河南：11:00-14:00低谷下浮54%，高峰上浮69%

蒙西：11:00-16:00低谷下浮52%。高峰上浮52%

青海：9:00-17:00低谷下浮65%，高峰上浮63%

寧夏：4、5、9月12:00-14:00深谷下浮80%

新疆：13:00-17:00低/深谷下浮75%/90%

2024年2月國家價格主管部門公布了輔助服務電價，對現貨連續運營的地區和非連續運營的地區，在調峰、調頻、備用、費用傳導、市場銜接方面做了相應的規定。

一是對于現貨連續運營的地區，現貨和調峰只能二選其一。現貨連續運營的地區調頻和備用費用傳導分攤可以在電源側和用戶側雙分攤，而不再單單是電源側。

二是對于現貨未連續運行的地區，調峰方面規定了調峰服務價格的上限，原則上不高于當地平價新能源上網電價。

電力市場化加快推進，新能源參與市場的比例正快速提高

時璟麗指出，目前的電力市場增長極快，僅2023年，各交易中心市場交易電量就達到了5.7萬億千瓦時，同比增長7.7%，占全社會用電量比重61.4%，新能源參與電力市場比例達到47%。集中式新能源參與市場的比例超過了55%，尤其“三北”地區新能源電量參與電力市場的比例更高。

政策導向在加快推進電力市場化。如2022年《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出“有序推動新能源參與市場交易”，2023年10月《關于進一步加快推進電力現貨市場建設工作的通知》提出“加快放開各類電源參與電力現貨市場”，并提出推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。新能源參與電力市場是全面性的。

中長期市場方面，2023年12月底《關于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》提出中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量90%，燃煤企業不低于80%，用電側的簽約比例不低于上一年度的80%，保障全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%。中長期交易的電量仍然是占交易電量的大頭。

上圖為2024年1—3月電力現貨市場情況，1月、2月、3月中長期合約電量占比分別為84%、76%、83%。

上圖則展示了2024年1-4月電網代理購電價格情況，代理購電價格綜合反映了中長期和現貨市場，除蒙東地區以外，其他省份的電網代購電價都高于燃煤基準價（青海、云南高于水電上網電價）。與2023年不少省份電網代理購電價格高出燃煤基準價在30%上下相比，今年最高高出20%左右，可以看出煤電容量電價實施后對于中長期和現貨都有相應的影響。

關于解決光熱發電經濟性問題的相關建議

光熱發電應如何提高收益，解決光熱發電綜合發展經濟性的問題？時璟麗認為，產業方面，以技術進步和產業發展實現降本是根基；政策方面，應建立不同參與市場模式，相應擴展收益渠道。

針對光熱發電經濟性問題，時璟麗提出了以下建議：

一是PPA參與市場機制。類似差價合約，通過競價簽訂PPA，形成的偏差資金由一定電網區域內全部工商業分攤，有利于產業發展，降本增效。

二是聯營參與市場機制。通過風電/光伏/光熱/電化學等多能互補電站或聯營，滿足出力曲線要求，這種模式對光熱發電調節將提出更高要求，光熱收益則為與風光打捆實現平價。

三是發揮調峰儲能作用參與市場機制。收益來自于三部分，即容量收益:爭取容量電價；輔助服務收益；電能量收益:中長期和現貨。

此外，無論哪種機制，光熱發電還可以獲得環境屬性收益。

2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會4月25-26日在內蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開，大會由CSPPLAZA光熱發電平臺聯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規模化發展”，共有來自海內外約800名代表出席本屆大會。