CSPPLAZA光热发电网讯：此前光热电站被要求分摊调峰辅助服务费用所引发的争议似乎即将有结果，近日，国家能源局西北监管局发布了《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）【全文见附件】。

根据《规则》，现阶段，青海省电力调峰辅助服务市场包括有偿调峰、启停调峰、共享储能调峰和蓄热式电锅炉调峰。省内调峰辅助服务费用（除共享储能和储热式电锅炉调峰外）由网内风电、太阳能发电、水电以及出力高于分摊基准的火电机组共同分摊，共享储能调峰辅助服务费用按月结算，由受益太阳能发电、风电共同分摊。

但是，《规则》明确提出扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、领跑者新能源项目、光热电站暂不参与调峰辅助服务费用分摊。

从发电原理来讲，配置熔盐储热系统的光热电站是一种具备调峰能力的可再生能源，从此角度看来光热电站不参与辅助服务费用分摊应是顺利成章的。

不过，鉴于光热发电行业目前在国内仍处于示范阶段，当前的光热电站在设计上普遍并不是按调峰电站的运营策略设计的。一个真正的调峰型光热电站，在中午时段可以为光伏发电让路调峰，但同时也可以不弃光，而这就需要同等配置更大容量的蓄热系统，或配置更大功率的汽轮机组。

中控太阳能董事长金建祥此前曾对此作过测算，如下图所示，在中午限电4小时的情况下，通过增大汽轮机功率或延长储能时长对一个100MW的光热电站进行改造，如另外增加两个储热罐，中午弃发4小时的太阳热能通过该储罐存储，在可上网时间段内再上网。在维持年发电量不变的情况下，度电成本将带来约2%的增加。

如此改造后，该电站既可以在中午时段为光伏调峰让路，同时亦不过多损失自有的发电上网收益，并可以按照调峰辅助服务市场的运行规则享受对应的调峰补偿收益，以覆盖增加的改造投资成本。

我国正在建立健全电力调峰辅助服务市场，12月10日，西北区域省间调峰辅助服务市场正式运行。到今年11月底，市场试运行已满一年，累计调峰6254笔，火电机组调峰能力较建立市场前提高约335万千瓦；增发新能源电量40.81亿千瓦时，新能源最大电力达到4536万千瓦；水电、火电企业获得调峰补偿费用5.1亿元。

未来的高比例可再生能源供能系统需要出力可靠、调节灵活的绿色调节电源，光热电站作为调峰电源与其它可再生能源协同发展将很可能成为十四五规划对光热发电的基本定位，在电力调峰辅助服务市场运行规则趋向成熟的背景下，综合调峰补偿收益、额外增加的投资等各方面因素，调峰型光热电站的开发将成为未来一段时期的主流方向。

附：关于国家能源局西北监管局征求《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）意见建议的通知：

青海省工业和信息化厅、能源局，各有关电力企业：

为贯彻《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015J9号）及其配套文件精神，落实《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案＞的通知》（国能发监管〔2017〕67号）有关要求，不断深化辅助服务分担共享新机制、进一步通过市场机制提升电网调峰能力和新能源电量消纳水平，西北能源监管局组织相关单位对《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》进行了修订，研究制定了《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）。现送你单位，请于2020年12月31日前将有关意见书面反馈至西北能源监管局，逾期未反馈视为无意见。

《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）电子文档请在西北能源监管局门户网站（http://xbj.nea.gov.cn）“通知公告”栏目下载。

联系人：李美娟

邮箱：limj nea.gov.cn

电话：029-81008059

传真：029-81008052

附件：《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）

国家能源局西北监管局

2020年11月30日