4月26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，国网能源研究院资深专家李琼慧出席会议并作主题报告《新形势下光热电站商业模式及交易机制探索》。

图：李琼慧

以下为演讲内容。

感谢主办方的邀请，非常高兴参加一年一度的光热大会。

光热发电在国内实际上起步非常早，基本上与光伏同步，但受制于发电成本高，多年来，光热发电的定位一直在随着外部发展形势的变化而变化，大家的认识也逐步趋于一致——从原来的主要替代燃煤电站到现在主要成为调峰电源。

随着投运的光热电站规模越来越大，光热进入了运营和运维的新发展阶段，光热电站的运营模式和获得盈利的市场机制，是推动光热发展非常重要的基础。

我国新能源发展面临的新形势

首先我想分享一下关于当前整个新能源发展的形势。

形势决定了我们现在系统最需要光热干什么，但同时我们也知道，不同阶段其实对光热发电的需求是不一样的。总而言之，光热必须适应不断发展的外部关系，才能实现成本的降低和更大规模的发展。

第一部分，关于发展环境。

目前，我国的能源转型和新能源发展已经进入了一个全新的发展阶段。

从全国总量来看，截至2023年底，我国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中可再生能源装机14.7亿千瓦，占比超过一半，风电、光伏发电新增装机合计达到2.91亿千瓦，相当于美国2022年底风光发电的总装机容量，累计装机突破10亿千瓦。

2023年，我国可再生能源发电量占比达到31.8%，其中风光发电量占比达到15.8%。

图：2020-2023年风电光伏年新增装机

总的来说，新能源开发利用的总规模取得了新突破。在我国风光资源较好的地区，进入从量变到质变的新阶段，如青海、甘肃等地的电量渗透率已经超过了30%，与德国、丹麦这些国家相比基本相当。

另外，从未来对新能源发展的需求来看，不论是集中式还是分布式，沙戈荒大基地、源网荷储一体化、整县光伏等将继续保持持续发展的规模，共同引领每年新增装机的增长支撑。

2023年11月，中美两国发表《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，提出在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述，努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍。从中可以测算，2030年风光装机规模将达到22亿千瓦以上，这个量是非常大的。

总之，未来低成本的风光在我们电力系统中的占比还会进一步提升。

第二部分，关于市场环境。

从市场环境来讲，新能源进入市场是大势所趋。

目前的形势来看，将来光热可能没有什么补贴政策，因为从市场环境来看，电力市场化的进程是非常快的，首先我们看2021年出台了取消工商业目录电价的文件，随着可再生能源规模的不断提升，新能源电力电量的收购方式已由电网公司统收统销的模式转变为多市场主体协同承担消纳责任的新阶段。

2021年同时还发布了关于启动电网企业代理购电的文件，并且要结合不同地区电力市场发展的情况，不断缩小电网企业代理购电的范围，所以过去那个新能源发了电上了网就完成任务的时代已经一去不复返了。

另外，随着电力现货市场的加快推进，新能源的交易规模不断扩大。根据国家能源局的数据，2023年新能源市场化交易电量占新能源总发电量的47.3%，占比接近一半，所以市场化推进的进程是非常快的。随着2023年两个重磅现货文件的出台，山西和广东两个现货市场已经率先进入了正式运行。

第三部分，关于政策环境。

从政策环境来讲，现在所有政策指向都在于着力提升电力系统的灵活调节能力。

首先是2023年，我们提出了火电灵活性改造制造的一个政策要求，要求新建机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改。新建及改造后煤电机组纯凝工况调峰能力的一般化要求为最小发电出力达到35%额定负荷；采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。

另一方面，2021年发改委出台的一个文件鼓励可再生能源发电企业通过自建或购买调峰能力增加并网规模。而在可购买的调峰能力里面，包括了光热电站，比如说可以自建的，可以通过购买，也可以合建，自建合建的方式建设调峰电源，这里面都含光热电站。

今年国家发改委、能源局又发布了一个重磅文件，《关于电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》。随着新能源电量占比的提升，对于电力系统而言，要推动电网调峰和储能以及智能化调度能力的建设。指导意见里关于加强调峰能力建设这部分也专门提到，要充分发挥光热发电的调峰作用。所以我们看到，目前在低成本风光大规模发展的同代，光热发电不可能跟风光拼价格，需要在提升系统调峰能力方面发挥优势，找到规模化发展的新突破口。

因为光热技术与风光不太一样，要实现发电成本像光伏这样90%的下降，从技术原理上讲其实不现实，所以从目前推动光热电站发展的需求来看，发挥光热电站的调峰作用，是当前高比例新能源电力系统对光热电站重要定位及需求。

各类调节电源运营模式实践与创新

再来看看当前各类调节电源的运营模式和他们是怎么来盈利的。

▍煤电运营模式与电价机制

首先看煤电，煤电的运营模式和电价机制已经与过去发生了很大变化。

去年出台了关于建立煤电容量电价机制的文件，明确要求自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，反映电力市场供需、燃料成本变化等；容量电价水平充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

此外还正式下发了关于省级电网煤电容量电价表，根据不同电网调节能力需求的不同，给出了不同的电价，而且容量电价也有一个逐步提高的过程。

▍抽水蓄能电站运营模式与电价机制

再看抽蓄。

抽蓄实际上是2021年出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，2023年正式下发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，提出坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用，调动各方面建设抽蓄的积极性。

▍新型储能商业模式及电价机制

新型储能是大家关注的重点。

新型储能容量相对较小，当前中国主要以煤电为主。新型储能这几年发展较快，基于应用场景的不同，采用不同的运营模式。

第一类，基于2021年的国家发改委的文件，属于电源侧配建的储能。风光电站通过配建储能使它具备解决新能源在运行中自身一些问题的能力，不是作为调峰来配的，因此这类不是我们研究的重点。

对于电源侧配建储能类似可比的主要是新能源大基地配储。对于这类储能，按照2022年出台的《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》里要求的，配储是不允许转为独立储能的。

新能源大基地配储运营模式分为两种：一是一体化运营，风光水火储大基地一体化作为一个市场主体参与市场，获得市场价格或政府定价，并承担相应的平衡责任。配建储能不单独参与市场，不单独核算；另外一种是简单可行的，即联营不联运的模式。成立代理主体代表联营体整体参与交易。联营体内部优化形成整体外送曲线和内部各主体运行计划曲线，经调度机构校核后由调度机构执行。联营体内部各市场主体分别装表计量、结算收费，内部偏差责任分摊和补偿方式由联营体内部协商确定。

第二类，共享储能。

共享储能的模式是基于电化学储能电站的，是在配电网层面的，在地县调层级应用的一种区别于抽蓄以及其他调节电源的一种过渡性的运营模式。所谓的共享储能，湖南做的比较多，这种模式下新型储能电站由第三方建设，供周边特定多个新能源场站共同使用，共同承担成本。

比较典型是青海和湖南。

青海：优先双边协商，再市场竞价，余量单边市场出清。储能调峰结算费用包括双边结算费用和电网单边结算费用：共享储能调峰辅助服务费用按月结算，由光伏发电、风电共同分摊；电网调用调峰价格为0.5元/kWh。

湖南：容量租赁：年租赁费市场价格约450-600元/kW；参与电网调峰：深度调峰储能电站按充电电量报价，平均调峰补偿价格0.246元/MWh。

第三类，独立储能电站。

这种模式类似于抽蓄，但是原来我们也提到，对于新型储能目前国家是没有出台容量电价的，为什么？因为新型储能的技术类别特别多，如锂电、压缩空气、液流电池等，不同技术路线的成本是不一样的，所以不同类型新型的容量电价就不一样。

我们现在新型储能的总体方向是百花齐放，通过市场的选择以最低成本推动不同新型储能技术路线的发展。假设出一个统一的容量电价，低投资的占便宜，技术潜力更大的反而不一定具备优势，且目前新型储能还在处于技术不断进步和发展的阶段，因此很难给出统一的容量电价。

独立储能电站目前主要通过三类途径获得收益：第一，辅助服务市场，目前，参与深度调峰辅助服务市场全国普遍推行，参与调频辅助服务市场的不多，主要通过调峰辅助服务市场，另外是通过调频辅助服务市场；第二，现货市场，没有现货市场的地区通过峰谷价差获得充放电收益；第三，容量市场，探索建立市场化的容量补偿机制，做好与现货市场衔接，保障容量的充裕度，具备条件时可探索建立容量市场。目前我国只有湖南对于新型储能在做容量市场的探索。

光热发电发展新机遇

了解了目前燃煤电站作为调峰电源的运营模式和电价机制，光热电站可以借鉴现有的各类调节电源的运营模式，借鉴的同时，它们有相同性，肯定也有差异性。

光热发电与燃煤、抽蓄等调节电源有所差异。燃煤技术的调节能力取决于最小技术出力，抽蓄可以抽水，因此调节能力是同容量煤电的2倍。新型储能规模较小，可以在配网或在用户侧有它独有的运营模式，因此光热发电可以借鉴这些调节电源盈利的商业或运营模式。

2024年2月，国家发展改革委、国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知（发改价格〔2024〕196号）明确提出合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价规则，为光热电站运营提供了新的盈利可能。

光热发电作为发电侧并网这一类，和电化学储能的新型储能还是不一样的，从政策文件对光热的定位来讲，光热因为规模相对较大，更接近于作为调节电源的煤电或抽蓄。不同的运营模式与现在光热要不要跟风电光伏打捆有很大的关系。

另外，光热还有一个特殊收益——光热发电是第一批CCER市场受益项目之一。

根据2023年10月生态环境部印发的《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，生态环境部印发《温室气体自愿减排项目方法学》共4项方法学，包括造林碳汇、并网光热发电、红树林营造、并网海上风电。

方法学是CCER项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据。其中，方法学里面明确指出，并网光热发电方法学适用于独立的并网光热发电项目以及“光热+”一体化项目中的并网光热发电部分，所以多能互补的光热+风电、光热+光伏，光热+风电+光伏这些组合类型都是适用的，且并网光热发电部分的上网电量可单独计量。

从光热发电到光热储能

光热发电的新模式从过去几年就开始在探索，包括首批示范项目在开发建设中遇到的一些困境，开发企业们也在实践中进行探索。

从光热发电到光热储能，从类调峰煤电站转变为类抽蓄电站，这是什么意思呢？

类调峰煤电站的调节能力取决于出力最小，最小技术出力一般不低于10%。类调峰煤电和类抽蓄有一个很大的差别，类抽蓄可以在风光大发时去消耗或使用弃电（系统过剩的电量）进行加热、储热，它的调节能力是类煤电同样容量电站的两倍，这是两类电站调节能力本质的区别。

光伏发电/风电+光热储能技术，通过适当减小镜场规模降低了光热发电初投资门槛，可作为长时储能，能够比较好的解决西北部地区新能源规模化开发面临的问题，同时也解决了当前光热规模化开发的主要障碍。因此通过这种应用模式的转变可以在现阶段明显降低光热电站的开发成本。

另外从它的调节响应能力来讲，在西北部沙戈荒等新能源渗透率高、系统灵活性资源严重不足且光资源较好的地区，可成为电力系统高性能、绿色调节资源,响应速度比煤电的一些指标还会略好一些。

光热电站运营模式及市场机制

从运营模式来讲，类调峰煤电站即常规光热电站开发，需要配置大容量储热装置，储能时长需要达到6-12小时。即使实行两部制电价政策，原有光热电站项目投资门槛高、度电成本高的问题依然无法破题。

类抽蓄电站即光热+风电/光伏的模式，通过简单的测算，可减少镜场面积，降低初投资成本和度电。初步测算，在风光资源富集的地区，2*330MW光热电站通过合理配置熔盐储热规模，初投资可明显降低，电站综合经济性可接近抽水蓄能电站。

类新型独立储能电站，不需绑定风光项目，但可以在电力市场通过中长期协议或现货市场获得部分低谷电用于蓄热以降低电站投资成本。同时通过合理设计现货市场、辅助服务市场和容量市场机制，项目可具备盈利能力。

总之，光热在不同的应用场景下可以采用不同的运营模式获得盈利，目前光热电站已经初步具备盈利模式、具备向更大规模发展的能力了。

我与大家分享的内容就是这些，谢谢！

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。