4月25日，2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在内蒙古呼和浩特盛大召开，中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽出席会议并作《新能源参与市场交易及其对光热发电的影响》的主题报告，向与会嘉宾分享了近期新能源参与市场交易的情况及其对光热发电产生的影响。

图：国家发改委能源研究所研究员时璟丽

新能源快速增长所带来的消纳挑战将为光热发电提供发展空间

“十四五”以来，我国的能源消费持续增长且快于预期，2021、2023年能源消费的增速都超过了5%，其中，可再生能源在能源转型中发挥重要作用。

图：中国能源消费及构成（数据来源：中国统计年鉴，2023.09，2023年数据来自中国统计公报）

根据《2024年能源工作指导意见》，2024年非化石能源在能源消费中的占比将达到18.9%，即同比增长一个百分点。

2023年风光新增装机达到2.9亿千瓦，可再生能源累计装机超过14亿千瓦。时璟丽认为，这是一个里程碑的数据——这代表全国实现了人均1千瓦的可再生能源装机量，同时也使可再生能源装机在全部电源装机的占比超过了50%。

“十四五”期间，可再生能源集中式和分布式并举发展，分布式新能源主要在中东部，集中式则呈现重归“三北”的态势。2023年，风电“三北”占比71%，光伏“三北”占比46%，其中集中式光伏“三北”占比62%，风光波动性新能源装机的快速增加，对于灵活性资源的需求也迅速增大。

时璟丽表示：“‘十四五’期间可再生能源发展的导向是开发、消纳并举，但消纳放在了更为重要的位置，近中期新能源还将保持较高规模新增装机，而消纳也将是持续挑战”。

就可再生能源发展来看，实现非化石能源2025年和2030年20%和25%占比目标，需要风光等新能源在“十四五”初期明确的倍增发展基础上，继续补齐能源消费和部分能源品种供应的一升一降带来的缺口。一升是能源消费增长快于预期：2023年一次能源消费总量为57.2亿吨标准煤，已超过“十四五”初诸多机构对“十四五”末期的预期。一降是而水电装机增加但电量不增反降：2023年水电新增装机为758万千瓦，但发电量同比下降5.6%。

此外，推进能耗双控转向碳排放双控的过程中，也需要新能源发挥更大的作用。

从全球范围看，基于2023年11月15日中美发表的《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》和2023年12月初COP28上118个国家签署的《全球可再生能源和能源效率承诺》，全球新能源也将保持较高规模新增装机。

时璟丽表示，当下光热发电行业所面临的问题仍是技术与降本，以及如何在目前逐步加快推进的电力市场形势中找到商业模式和运营能力。

调峰、储能、分时电价、辅助服务等影响可再生能源电价的政策解析

2023年4月，国家能源局综合司《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》中明确了光热发电的定位，即兼具储能和调峰的双重能力。

调峰电源政策方面，2023年10月，《关于建立煤电容量电价机制的通知》发布，煤电机组固定成本全国统一标准：330元/（千瓦.年），2024-2025年为100、165元/（千瓦.年），即33%和50%，2026年起不低于50%和70%。

储能政策方面，《关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规〔2021〕1051号）》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知（发改办运行〔2022〕475号）》等政策的发布，明确提出新型储能可作为独立储能参与电力市场、独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

除此之外，《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行〔2021〕1138号）》提出风光市场化并网项目可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网，并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。对所有的灵活性资源进行了支持，光热是其中之一。

时璟丽指出，“十四五”电价体系建设主要围绕推进电力市场化和构建新型电力系统。（详见下图）

2023年上半年，第三监管周期的输配电价公布，将原本的输配电价分为三个部分：上网环节线损、输配电价、系统运行费用，系统运行费用单列体现了更多的接纳新能源的政策方向。此外，上文提到的关于煤电容量电价的政策，一方面有利于新能源消纳消纳，另一方面也将影响中长期市场和现货市场价格。

“十四五”期间分时电价政策也在调整中，趋势体现不同节点不同时段的电能量价值的差异，分时电价不仅仅在用电侧，部分省份上网也实施分时电价。例如，《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》提出，新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。

用电侧，2023年至少10个省份在部分月份将中午定为谷段电价，2024年范围继续扩大，至少12个省份调整政策，拉大峰谷差距，增加中午谷段时间：

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%

宁夏：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月国家价格主管部门公布了辅助服务电价，对现货连续运营的地区和非连续运营的地区，在调峰、调频、备用、费用传导、市场衔接方面做了相应的规定。

一是对于现货连续运营的地区，现货和调峰只能二选其一。现货连续运营的地区调频和备用费用传导分摊可以在电源侧和用户侧双分摊，而不再单单是电源侧。

二是对于现货未连续运行的地区，调峰方面规定了调峰服务价格的上限，原则上不高于当地平价新能源上网电价。

电力市场化加快推进，新能源参与市场的比例正快速提高

时璟丽指出，目前的电力市场增长极快，仅2023年，各交易中心市场交易电量就达到了5.7万亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量比重61.4%，新能源参与电力市场比例达到47%。集中式新能源参与市场的比例超过了55%，尤其“三北”地区新能源电量参与电力市场的比例更高。

政策导向在加快推进电力市场化。如2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”，2023年10月《关于进一步加快推进电力现货市场建设工作的通知》提出“加快放开各类电源参与电力现货市场”，并提出推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。新能源参与电力市场是全面性的。

中长期市场方面，2023年12月底《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》提出中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量90%，燃煤企业不低于80%，用电侧的签约比例不低于上一年度的80%，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。中长期交易的电量仍然是占交易电量的大头。

上图为2024年1—3月电力现货市场情况，1月、2月、3月中长期合约电量占比分别为84%、76%、83%。

上图则展示了2024年1-4月电网代理购电价格情况，代理购电价格综合反映了中长期和现货市场，除蒙东地区以外，其他省份的电网代购电价都高于燃煤基准价（青海、云南高于水电上网电价）。与2023年不少省份电网代理购电价格高出燃煤基准价在30%上下相比，今年最高高出20%左右，可以看出煤电容量电价实施后对于中长期和现货都有相应的影响。

关于解决光热发电经济性问题的相关建议

光热发电应如何提高收益，解决光热发电综合发展经济性的问题？时璟丽认为，产业方面，以技术进步和产业发展实现降本是根基；政策方面，应建立不同参与市场模式，相应扩展收益渠道。

针对光热发电经济性问题，时璟丽提出了以下建议：

一是PPA参与市场机制。类似差价合约，通过竞价签订PPA，形成的偏差资金由一定电网区域内全部工商业分摊，有利于产业发展，降本增效。

二是联营参与市场机制。通过风电/光伏/光热/电化学等多能互补电站或联营，满足出力曲线要求，这种模式对光热发电调节将提出更高要求，光热收益则为与风光打捆实现平价。

三是发挥调峰储能作用参与市场机制。收益来自于三部分，即容量收益:争取容量电价；辅助服务收益；电能量收益:中长期和现货。

此外，无论哪种机制，光热发电还可以获得环境属性收益。

2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会4月25-26日在内蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召开，大会由CSPPLAZA光热发电平台联合常州龙腾光热科技股份有限公司共同主办，大会主题为“在多变的形势下实现规模化发展”，共有来自海内外约800名代表出席本届大会。