4月26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，國網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模式及交易機制探索》。

圖：李瓊慧

以下為演講內容。

感謝主辦方的邀請，非常高興參加一年一度的光熱大會。

光熱發電在國內實際上起步非常早，基本上與光伏同步，但受制于發電成本高，多年來，光熱發電的定位一直在隨著外部發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在主要成為調峰電源。

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

我國新能源發展面臨的新形勢

首先我想分享一下關于當前整個新能源發展的形勢。

形勢決定了我們現在系統最需要光熱干什么，但同時我們也知道，不同階段其實對光熱發電的需求是不一樣的。總而言之，光熱必須適應不斷發展的外部關系，才能實現成本的降低和更大規模的發展。

第一部分，關于發展環境。

目前，我國的能源轉型和新能源發展已經進入了一個全新的發展階段。

從全國總量來看，截至2023年底，我國全口徑發電裝機容量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，風電、光伏發電新增裝機合計達到2.91億千瓦，相當于美國2022年底風光發電的總裝機容量，累計裝機突破10億千瓦。

2023年，我國可再生能源發電量占比達到31.8%，其中風光發電量占比達到15.8%。

圖：2020-2023年風電光伏年新增裝機

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

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

2023年11月，中美兩國發表《關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉聲明》，提出在21世紀20年代這關鍵十年，兩國支持二十國集團領導人宣言所述，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年風光裝機規模將達到22億千瓦以上，這個量是非常大的。

總之，未來低成本的風光在我們電力系統中的占比還會進一步提升。

第二部分，關于市場環境。

從市場環境來講，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目錄電價的文件，隨著可再生能源規模的不斷提升，新能源電力電量的收購方式已由電網公司統收統銷的模式轉變為多市場主體協同承擔消納責任的新階段。

2021年同時還發布了關于啟動電網企業代理購電的文件，并且要結合不同地區電力市場發展的情況，不斷縮小電網企業代理購電的范圍，所以過去那個新能源發了電上了網就完成任務的時代已經一去不復返了。

另外，隨著電力現貨市場的加快推進，新能源的交易規模不斷擴大。根據國家能源局的數據，2023年新能源市場化交易電量占新能源總發電量的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年兩個重磅現貨文件的出臺，山西和廣東兩個現貨市場已經率先進入了正式運行。

第三部分，關于政策環境。

從政策環境來講，現在所有政策指向都在于著力提升電力系統的靈活調節能力。

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靈活性制造，現役機組靈活性改造應改盡改。新建及改造后煤電機組純凝工況調峰能力的一般化要求為最小發電出力達到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單日6h最小發電出力達到40%額定負荷的調峰能力。

另一方面，2021年發改委出臺的一個文件鼓勵可再生能源發電企業通過自建或購買調峰能力增加并網規模。而在可購買的調峰能力里面，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調峰電源，這里面都含光熱電站。

今年國家發改委、能源局又發布了一個重磅文件，《關于電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》。隨著新能源電量占比的提升，對于電力系統而言，要推動電網調峰和儲能以及智能化調度能力的建設。指導意見里關于加強調峰能力建設這部分也專門提到，要充分發揮光熱發電的調峰作用。所以我們看到，目前在低成本風光大規模發展的同代，光熱發電不可能跟風光拼價格，需要在提升系統調峰能力方面發揮優勢，找到規模化發展的新突破口。

因為光熱技術與風光不太一樣，要實現發電成本像光伏這樣90%的下降，從技術原理上講其實不現實，所以從目前推動光熱電站發展的需求來看，發揮光熱電站的調峰作用，是當前高比例新能源電力系統對光熱電站重要定位及需求。

各類調節電源運營模式實踐與創新

再來看看當前各類調節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與過去發生了很大變化。

去年出臺了關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。適應煤電功能加快轉型需要，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，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煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。

此外還正式下發了關于省級電網煤電容量電價表，根據不同電網調節能力需求的不同，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《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，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發展的銜接，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性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用，調動各方面建設抽蓄的積極性。

▍新型儲能商業模式及電價機制

新型儲能是大家關注的重點。

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

第一類，基于2021年的國家發改委的文件，屬于電源側配建的儲能。風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，不是作為調峰來配的，因此這類不是我們研究的重點。

對于電源側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《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》里要求的，配儲是不允許轉為獨立儲能的。

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，并承擔相應的平衡責任。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，即聯營不聯運的模式。成立代理主體代表聯營體整體參與交易。聯營體內部優化形成整體外送曲線和內部各主體運行計劃曲線，經調度機構校核后由調度機構執行。聯營體內部各市場主體分別裝表計量、結算收費，內部偏差責任分攤和補償方式由聯營體內部協商確定。

第二類，共享儲能。

共享儲能的模式是基于電化學儲能電站的，是在配電網層面的，在地縣調層級應用的一種區別于抽蓄以及其他調節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，供周邊特定多個新能源場站共同使用，共同承擔成本。

比較典型是青海和湖南。

青海：優先雙邊協商，再市場競價，余量單邊市場出清。儲能調峰結算費用包括雙邊結算費用和電網單邊結算費用：共享儲能調峰輔助服務費用按月結算，由光伏發電、風電共同分攤；電網調用調峰價格為0.5元/kWh。

湖南：容量租賃：年租賃費市場價格約450-600元/kW；參與電網調峰：深度調峰儲能電站按充電電量報價，平均調峰補償價格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類別特別多，如鋰電、壓縮空氣、液流電池等，不同技術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路線的發展。假設出一個統一的容量電價，低投資的占便宜，技術潛力更大的反而不一定具備優勢，且目前新型儲能還在處于技術不斷進步和發展的階段，因此很難給出統一的容量電價。

獨立儲能電站目前主要通過三類途徑獲得收益：第一，輔助服務市場，目前，參與深度調峰輔助服務市場全國普遍推行，參與調頻輔助服務市場的不多，主要通過調峰輔助服務市場，另外是通過調頻輔助服務市場；第二，現貨市場，沒有現貨市場的地區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。

光熱發電發展新機遇

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

光熱發電與燃煤、抽蓄等調節電源有所差異。燃煤技術的調節能力取決于最小技術出力，抽蓄可以抽水，因此調節能力是同容量煤電的2倍。新型儲能規模較小，可以在配網或在用戶側有它獨有的運營模式，因此光熱發電可以借鑒這些調節電源盈利的商業或運營模式。

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

光熱發電作為發電側并網這一類，和電化學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，光熱因為規模相對較大，更接近于作為調節電源的煤電或抽蓄。不同的運營模式與現在光熱要不要跟風電光伏打捆有很大的關系。

另外，光熱還有一個特殊收益——光熱發電是第一批CCER市場受益項目之一。

根據2023年10月生態環境部印發的《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，生態環境部印發《溫室氣體自愿減排項目方法學》共4項方法學，包括造林碳匯、并網光熱發電、紅樹林營造、并網海上風電。

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

從光熱發電到光熱儲能

光熱發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建設中遇到的一些困境，開發企業們也在實踐中進行探索。

從光熱發電到光熱儲能，從類調峰煤電站轉變為類抽蓄電站，這是什么意思呢？

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

光伏發電/風電+光熱儲能技術，通過適當減小鏡場規模降低了光熱發電初投資門檻，可作為長時儲能，能夠比較好的解決西北部地區新能源規模化開發面臨的問題，同時也解決了當前光熱規模化開發的主要障礙。因此通過這種應用模式的轉變可以在現階段明顯降低光熱電站的開發成本。

另外從它的調節響應能力來講，在西北部沙戈荒等新能源滲透率高、系統靈活性資源嚴重不足且光資源較好的地區，可成為電力系統高性能、綠色調節資源,響應速度比煤電的一些指標還會略好一些。

光熱電站運營模式及市場機制

從運營模式來講，類調峰煤電站即常規光熱電站開發，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，在風光資源富集的地區，2*330MW光熱電站通過合理配置熔鹽儲熱規模，初投資可明顯降低，電站綜合經濟性可接近抽水蓄能電站。

類新型獨立儲能電站，不需綁定風光項目，但可以在電力市場通過中長期協議或現貨市場獲得部分低谷電用于蓄熱以降低電站投資成本。同時通過合理設計現貨市場、輔助服務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，目前光熱電站已經初步具備盈利模式、具備向更大規模發展的能力了。

我與大家分享的內容就是這些，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。