中國儲能網(wǎng)訊：2023年3月，《國家能源局綜合司關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關(guān)事項的通知》下發(fā)，標志著我國光熱發(fā)電進入規(guī)模化發(fā)展的新階段。文件明確，力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右。然而，這樣的發(fā)展目標要真正落實，尚需要對項目開發(fā)模式和上網(wǎng)電價傳導機制進行深入研究和探討。
一、目前我國光熱發(fā)電項目開發(fā)模式
（一）第一批光熱發(fā)電示范項目
我國在“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃中明確提出，2015年實現(xiàn)光熱發(fā)電裝機容量100萬千瓦。2012年2月，國家能源局新能源和可再生能源司開始啟動光熱發(fā)電示范項目的相關(guān)工作，并委托水電水利規(guī)劃設計總院開展光熱發(fā)電廠址普查工作，委托電力規(guī)劃設計總院負責研究提出光熱發(fā)電示范項目的技術(shù)要求和實施方案，當年9月兩家機構(gòu)完成了上述兩項工作并上報國家能源局。隨后，國家發(fā)展改革委價格司與國家能源局開展了光熱發(fā)電示范項目的上網(wǎng)電價研究工作。2015年9月，《國家能源局關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知》印發(fā)，要求各省級能源主管部門按照相關(guān)要求組織示范項目申報。
2016年8月，《關(guān)于太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策的通知》發(fā)布，明確了光熱發(fā)電示范項目的上網(wǎng)電價為1.15元/千瓦時。2016年9月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于建設太陽能熱發(fā)電示范項目的通知》，明確了20個項目為第一批光熱發(fā)電示范項目，總裝機容量為134.9萬千瓦。截至2021年底，我國已經(jīng)投運光熱發(fā)電項目9個，總裝機容量550兆瓦。光熱發(fā)電示范工程的建設促進了我國光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)發(fā)展，形成了較為完整的產(chǎn)業(yè)鏈，設備和材料的國產(chǎn)化率已超過95%。
（二）后續(xù)光熱發(fā)電項目
2020年初，財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》明確，2021年12月31日以后新增的光熱發(fā)電項目不再納入中央財政補貼范圍。隨后，國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》明確，2021年起，新核準的光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定，上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济喊l(fā)電基準價的，基準價以內(nèi)的部分由電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算。該文件雖然將光熱發(fā)電上網(wǎng)電價的定價權(quán)授予了省級地方政府，但明確規(guī)定電網(wǎng)公司按照當?shù)厝济夯鶞孰妰r支付，高出當?shù)厝济夯鶞孰妰r的部分無法向后傳導。光熱發(fā)電幾乎都分布在欠發(fā)達地區(qū)，地方財政根本沒有能力對其進行補貼。此后，光熱發(fā)電市場需求受到抑制。
隨著我國風電和光伏發(fā)電的裝機比重不斷提高，電力系統(tǒng)對儲能和調(diào)峰的需求愈加迫切。2021年2月25日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，隨后國家能源局發(fā)布的《關(guān)于報送“十四五”電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》明確，充分發(fā)揮流域梯級水電站、具有較強調(diào)節(jié)性能水電站、儲熱型光熱電站、儲能設施的調(diào)節(jié)能力，匯集新能源電力，積極推動“風光儲”一體化。
在上述政策出臺后，具有光熱發(fā)電資源的省份將光熱發(fā)電與光伏或風電打捆，采用多能互補一體化項目建設模式，通過風電和光伏發(fā)電的利潤空間來彌補光熱發(fā)電的虧損。在缺乏光熱發(fā)電上網(wǎng)電價傳導機制的情況下，這樣的開發(fā)模式對緩解光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈生存危機產(chǎn)生了積極作用。目前采用多能互補一體化建設模式，已開工建設或已列入地方開工計劃的光熱發(fā)電項目超過30個，總裝機容量超過3吉瓦。
2022年3月22日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》明確，“因地制宜建設天然氣調(diào)峰電站和發(fā)展儲熱型太陽能熱發(fā)電，推動氣電、太陽能熱發(fā)電與風電、光伏發(fā)電融合發(fā)展、聯(lián)合運行”。
（三）目前光熱發(fā)電項目開發(fā)模式存在的問題
目前國內(nèi)開展的新能源基地建設模式，基本上沿用了多能互補一體化項目的模式，將新能源基地分解為若干個多能互補一體化建設項目。一體化項目中的光伏、風電與儲能和光熱發(fā)電的容量配比，根據(jù)目前上網(wǎng)電價、按照滿足投資方的最低收益要求確定，因此，并沒有以輸出電力的優(yōu)良品質(zhì)為目標開展深入系統(tǒng)研究，致使新能源基地輸出的電力品質(zhì)無法得到保證。
在多能互補一體化項目中，光熱發(fā)電按照當?shù)厝济喊l(fā)電的基準電價上網(wǎng)是虧損的，投資方為了達到合理的投資收益，只能大幅削減光熱發(fā)電投資，聚光集熱系統(tǒng)的容量大幅度縮減，導致光熱發(fā)電機組的發(fā)電量和靈活調(diào)節(jié)功能大打折扣，喪失了長時儲能的技術(shù)優(yōu)勢（很多光熱發(fā)電機組的年利用小時數(shù)僅為1300小時，扣除檢修25天后的全年日平均利用小時數(shù)僅3.8小時）。
此外，在新能源基地的運行調(diào)度方面，對于光熱發(fā)電這樣的靈活調(diào)節(jié)電源，由系統(tǒng)調(diào)度直接調(diào)用，才能更好地發(fā)揮起調(diào)節(jié)作用，保障新能源基地整體外送電力的質(zhì)量。
二、國際上光熱發(fā)電項目開發(fā)模式
在國際市場中，經(jīng)濟發(fā)達的國家對于電源項目的開發(fā)通常采用公開招標的方式。首先由相關(guān)管理單位或電網(wǎng)公司委托咨詢機構(gòu)編制招標文件，提出明確的技術(shù)要求和評標準則。電源開發(fā)商則根據(jù)招標文件的要求進行投標，在滿足技術(shù)要求的前提下，上網(wǎng)電價最低的項目中標，并與電網(wǎng)公司或相關(guān)管理單位簽訂長期購電協(xié)議（PPA）。為了使上網(wǎng)電價充分體現(xiàn)電力市場的供求關(guān)系，通常會根據(jù)項目所在電力系統(tǒng)的負荷特性，將峰谷分時銷售電價的模式傳導至上網(wǎng)端，即每天24小時劃分為不同的時段執(zhí)行不同的上網(wǎng)電價系數(shù)，不同季節(jié)，可以有不同的時段劃分。這樣的上網(wǎng)電價系數(shù)和對應的時段要放入招標文件中，電源開發(fā)商會根據(jù)這樣的采購模式，研究確定電站內(nèi)的工藝系統(tǒng)配置，使其最大程度適應電力系統(tǒng)需求，并盡可能使基礎上網(wǎng)電價最低，增大中標的概率。下面列出幾個項目的實例。
（一）南非
南非將每天分為三個時段，平峰時段（12小時）、高峰時段（5小時）和低谷時段（7小時），在平峰時段光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價系數(shù)為1，高峰時段為2.7，低谷時段為0。
表1 南非光熱發(fā)電上網(wǎng)電價及時段劃分
（二）摩洛哥
摩洛哥將每天分為三個時段，平峰時段、高峰時段和低谷時段，平峰時段光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價系數(shù)為0.85，在高峰時段為1，低谷時段為0。不同月份的時段劃分亦不相同。
表2 摩洛哥光熱發(fā)電上網(wǎng)電價及時段劃分
（三）迪拜
我國某公司在迪拜總承包的光熱和光伏項目，光伏的上網(wǎng)電價為2.4美分/千瓦時,光熱的上網(wǎng)電價分別為2.9美分/千瓦時（10:00—16:00）和9.2美分/千瓦時(16:00-10:00)。
采用市場競價方式確定電源項目的開發(fā)商和上網(wǎng)電價，有利于降低電力系統(tǒng)的電力采購成本，同時會激勵電源技術(shù)進步；上網(wǎng)電價按照不同時段對應不同的電價系數(shù)，可以激勵電源參與系統(tǒng)調(diào)峰的積極性，降低系統(tǒng)額外的調(diào)峰成本。這兩種做法值得國內(nèi)學習借鑒。
三、光熱發(fā)電項目開發(fā)模式
新能源基地與零散的新能源發(fā)電項目不同，其裝機規(guī)模超過千萬千瓦，并且要立足于自身解決調(diào)峰問題，不占用系統(tǒng)中原有的調(diào)節(jié)資源。光熱發(fā)電具有長時儲能和靈活調(diào)節(jié)的技術(shù)優(yōu)勢，但其發(fā)電量和靈活調(diào)節(jié)能力與光熱發(fā)電機組的系統(tǒng)配置密切相關(guān)，系統(tǒng)配置還與機組的經(jīng)濟性緊密相連。因此，要使光熱發(fā)電機組在新能源基地中發(fā)揮應有作用，電網(wǎng)公司和咨詢機構(gòu)要根據(jù)電源結(jié)構(gòu)和電力輸出要求開展系統(tǒng)研究，根據(jù)系統(tǒng)的需要確定光熱發(fā)電機組的功能定位。光熱發(fā)電項目投資商要根據(jù)系統(tǒng)對光熱發(fā)電項目的技術(shù)要求，研究確定機組的系統(tǒng)配置。由于光熱發(fā)電系統(tǒng)存在不同的技術(shù)路線，即使按照同樣的機組功能，系統(tǒng)配置也有所不同，在經(jīng)濟性方面也存在差異。因此，通過公開競價招標方式選擇開發(fā)商并確定上網(wǎng)電價，對降低光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價、促進光熱發(fā)電技術(shù)進步、營造市場公平競爭環(huán)境都大有益處。
光熱發(fā)電項目的上網(wǎng)電價可根據(jù)所有投標項目的平均上網(wǎng)電價確定，低于平均電價的項目中標。若光熱發(fā)電裝機容量尚有缺額，則可以進行第二輪招標。第二輪招標則以第一輪招標確定的上網(wǎng)電價為條件，通過綜合打分確定電源開發(fā)商，這樣可以使新能源基地的光熱發(fā)電項目執(zhí)行相同的上網(wǎng)電價。
圖1 新能源基地中光熱發(fā)電項目開發(fā)流程圖
四、光熱發(fā)電的電價傳導機制
長期以來，我國確定各種電源的上網(wǎng)電價，采用的方法是按照一定的邊界條件，鎖定行業(yè)基準投資收益，測算電源的上網(wǎng)電價，并由政府主管部門發(fā)文明確，全國遵照執(zhí)行。這一方式對保證投資方的收益、吸引電力項目的投資發(fā)揮了重要作用。然而，我國已全面進入市場經(jīng)濟并處于能源轉(zhuǎn)型時期，這一方式已經(jīng)不能適應社會和經(jīng)濟發(fā)展的需求。首先，上網(wǎng)電價測算的邊界條件不斷地變化，政府確定的電源上網(wǎng)電價不能及時調(diào)整。第二，這樣確定的上網(wǎng)電價并沒有通過市場競爭，不利于電力系統(tǒng)降低購電成本。第三，這樣確定的上網(wǎng)電價沒有體現(xiàn)供求關(guān)系，不利于電力系統(tǒng)降低調(diào)峰成本。在管理機制方面，對于已經(jīng)不能適應生產(chǎn)力發(fā)展的傳統(tǒng)管理機制，則需要“破立并舉”。
已有研究成果表明，要實現(xiàn)碳中和目標，用電成本必定要提高，其他國家的現(xiàn)實情況也印證了這一點。電力用戶承擔能源轉(zhuǎn)型引發(fā)的用電成本增加，引發(fā)商品成本和居民生活成本增加，這是真實反映電力價值的結(jié)果。與此同時，用電價格的增長也會刺激電力用戶研發(fā)或應用節(jié)能技術(shù)，降低社會的能源消耗。因此，能源轉(zhuǎn)型引發(fā)的電力成本增加，由電力用戶承擔是必然、唯一的途徑。地方政府也可以根據(jù)財政收支情況，對需要扶持的產(chǎn)業(yè)和經(jīng)濟困難的電力用戶進行電價補貼。
綜上所述，電源上網(wǎng)電價形成機制的市場化改革已刻不容緩。目前，部分省份已經(jīng)出臺了峰谷分時銷售電價政策，這充分體現(xiàn)了市場經(jīng)濟環(huán)境下，價格反映供求關(guān)系并對其進行調(diào)控的功能，但仍需將這一模式向發(fā)電上網(wǎng)側(cè)傳導。
以新能源基地建設為契機，率先在新能源基地的電源端進行上網(wǎng)電價形成機制市場化改革試點，可以積累經(jīng)驗，為以后在全國推廣起到示范作用。
圖2 新能源基地電價傳導環(huán)節(jié)示意圖
