中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：如果考慮光熱發(fā)電的可調(diào)電力特性，光熱發(fā)電的電價(jià)定價(jià)機(jī)制應(yīng)考慮突出其可調(diào)價(jià)值，可調(diào)電力對(duì)電力市場的貢獻(xiàn)在于兩個(gè)方面，一是向市場提供了實(shí)實(shí)在在的穩(wěn)定電能，二是為電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行提供了可調(diào)增益。目前我們在討論電價(jià)的時(shí)候，過多地把焦點(diǎn)集中于第一個(gè)基本面上，而忽略了第二個(gè)增益層面。
可調(diào)電力的重要價(jià)值
當(dāng)新能源電力在電網(wǎng)中達(dá)到一定規(guī)模的時(shí)候，由于其間歇性的自然缺陷，其將難以再進(jìn)一步增加其在供電市場的份額。這是由電力需求的特性決定的，社會(huì)對(duì)電能的需求是持續(xù)的，而新能源電力的供應(yīng)又受制于天氣等原因而無法持續(xù)供電，那么，這其中的供電缺口又該由誰來填補(bǔ)？
一個(gè)很典型的案例是，德國本應(yīng)減少的煤炭發(fā)電量卻在2013年達(dá)到了自1990年以來的最高值。2013年德國總發(fā)電量中，燃煤火電比例達(dá)45.5%，同比上升了1.5個(gè)百分點(diǎn)。21世紀(jì)可再生能源政策組織的報(bào)告表明，德國可再生能源發(fā)電占比已經(jīng)超過25%，然而，2013年德國的二氧化碳排放卻增長了1.2%。
德國政府于2011年7月制定了雄心勃勃的能源轉(zhuǎn)型計(jì)劃，規(guī)劃到2022年徹底停止使用核電，到2050年，實(shí)現(xiàn)綠色能源供電比例達(dá)到80%的宏偉目標(biāo)。但現(xiàn)實(shí)情況是，德國境內(nèi)不少煤電廠在某些時(shí)候卻被要求滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)，以維持整體電網(wǎng)的供電穩(wěn)定。同時(shí)，德國還不得不新建更多傳統(tǒng)電廠以充當(dāng)可再生能源在無法出力時(shí)的備用電源。
這一現(xiàn)象也被稱之為德國的“能源轉(zhuǎn)型悖論”。德國一度是全球可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的領(lǐng)頭羊，在可再生能源發(fā)電依舊在繼續(xù)增加的同時(shí)，煤炭發(fā)電量和二氧化碳排放量為何不降反升？其根源即在于德國采用了大量的不穩(wěn)定的可再生能源來滿足電力需求，過度依賴這種不穩(wěn)定的可再生能源，對(duì)電網(wǎng)就會(huì)造成較大沖擊，在特定的天氣條件下，德國只能重啟煤電廠來維持電網(wǎng)穩(wěn)定，滿足電力需求。
德國的案例帶給我們的啟示是，要想更大程度上地推廣利用可再生能源，我們亟需發(fā)展可調(diào)的、穩(wěn)定的、可充當(dāng)基礎(chǔ)負(fù)荷的可再生能源技術(shù)，我們需要類似于傳統(tǒng)火電那樣可以隨時(shí)拿來所用的可再生能源。
儲(chǔ)熱型光熱電站可以幫助電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)靈活的電力可調(diào)性，而不僅僅是提供一種綠色電力來源，電網(wǎng)系統(tǒng)將因此而整體受益。
電價(jià)應(yīng)體現(xiàn)增益價(jià)值
光熱電站一般有兩種運(yùn)行方式：一為常規(guī)模式。即最大化電力輸出，白天正常工作，額外電力在太陽下山后通過儲(chǔ)熱系統(tǒng)穩(wěn)定輸出。這是典型的一種運(yùn)行模式，西班牙等大多數(shù)市場的光熱電站均如此運(yùn)行。二是最大化增益模式：即在非高峰期更多地采用光伏這種更廉價(jià)的電力，光熱電站在此期間更多地存儲(chǔ)能量以滿足高峰期的電力需求，一般需要給予高峰期更高的電價(jià)，以體現(xiàn)其調(diào)峰增益。
在最大化輔助增益模式中，我們目前可以看到一個(gè)典型的案例是南非。南非對(duì)可再生能源電力獨(dú)立生產(chǎn)采購計(jì)劃（REIPPPP）第三輪招標(biāo)的光熱發(fā)電項(xiàng)目給予兩種不同的電價(jià)支持，分為可調(diào)電力電價(jià)和常規(guī)電價(jià)，常規(guī)電價(jià)為11.88歐分/KWh；可調(diào)電價(jià)則為更高的18.95歐分/KWh。
南非甚至已經(jīng)確定采用帶儲(chǔ)熱的光熱發(fā)電技術(shù)來替代燃?xì)獍l(fā)電，這種光熱電站發(fā)出的可調(diào)電力可被用于滿足高峰需求，特別是晚間的用電高峰。其作為一種備用電源，也可以通過彈性的運(yùn)行模式來適應(yīng)白天的高峰需求。光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)可以根據(jù)南非的電力需求曲線，來配置其儲(chǔ)熱容量。
南非通過兩種互補(bǔ)的發(fā)電技術(shù)實(shí)現(xiàn)了可調(diào)電力的生產(chǎn)輸送，一為無儲(chǔ)能的光伏發(fā)電，二為儲(chǔ)能型的光熱發(fā)電。兩者結(jié)合采用提供了一種綜合性能更佳的太陽能供電方案。
南非對(duì)光熱電價(jià)的這種設(shè)定即在一定程度上體現(xiàn)了光熱發(fā)電的輔助增益，對(duì)光熱發(fā)電技術(shù)而言也更為公平。
儲(chǔ)能補(bǔ)貼不應(yīng)僅適用于儲(chǔ)電市場
為解決德國光伏發(fā)電市場的發(fā)展瓶頸，德國正在大力推進(jìn)電力存儲(chǔ)技術(shù)的商業(yè)化應(yīng)用。與之類似，美國加州也正在加速儲(chǔ)電技術(shù)的開發(fā)應(yīng)用，但加州正在推動(dòng)的1.3GW的強(qiáng)制性儲(chǔ)能應(yīng)用計(jì)劃，其中卻并不包括光熱發(fā)電項(xiàng)目的儲(chǔ)熱應(yīng)用。雖然在大型公共事業(yè)領(lǐng)域，電池儲(chǔ)能技術(shù)還明顯不能與大規(guī)模儲(chǔ)熱技術(shù)相競爭。
德國因本身不具備開發(fā)光熱電站的資源條件，這一點(diǎn)可以理解，但美國加州市場的上述做法似乎難以讓人理解。但據(jù)DNVGL的消息，DNVGL目前正在受加州能源委員會(huì)的委托，對(duì)儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電站對(duì)電網(wǎng)的輔助增益進(jìn)行研究。
當(dāng)前，電力存儲(chǔ)行業(yè)雖然還面臨成本高企，距商業(yè)化應(yīng)用還十分遙遠(yuǎn)的困境，但其呼吁增加儲(chǔ)能補(bǔ)貼的力度十分之大，國際市場上也已有德國和美國加州等出臺(tái)了相應(yīng)的政策扶持框架，中國儲(chǔ)能行業(yè)也正在極力游說政府出臺(tái)儲(chǔ)能電價(jià)補(bǔ)貼。但往往他們所說的儲(chǔ)能都不包括儲(chǔ)熱技術(shù)，儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電這一本身就已經(jīng)擁有成熟儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)電技術(shù)似乎成為了不受重視的旮旯一角。
據(jù)CSPPLAZA數(shù)據(jù)，目前已經(jīng)有大量實(shí)際應(yīng)用的大規(guī)模熔鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng)（整個(gè)儲(chǔ)熱系統(tǒng)）的單位kWh投資成本約在300元/kWhth（熱能），按35%的熱電轉(zhuǎn)化比例和一定的換熱損失粗略換算為電能存儲(chǔ)投資，其單位kWh的儲(chǔ)電成本也不過約900元/kWh。同時(shí)，依托技術(shù)革新和相關(guān)設(shè)備材料成本的削減，這一成本仍有巨大下降空間，美國能源部SunShot計(jì)劃設(shè)定的2020年儲(chǔ)熱成本目標(biāo)為15美元/kWhth。
相對(duì)的是，以目前應(yīng)用較多技術(shù)較成熟的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能電池為例，其成本仍高達(dá)4000~7000元/kWh，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高出熔鹽儲(chǔ)熱技術(shù)的成本。另外，鋰電池的使用壽命仍難有保證，25年的光伏電站壽命期內(nèi)可能需要多次更換鋰電池組，同時(shí)，廢棄鋰電池以及更多基于化學(xué)反應(yīng)的化學(xué)電池巨大的處理成本如果被考慮在內(nèi)的話，其總體成本將更加驚人，如果不予處理，其對(duì)環(huán)境帶來的污染將不可想象。
無論是從經(jīng)濟(jì)性還是環(huán)保、壽命等角度考量，儲(chǔ)熱都是值得優(yōu)先發(fā)展的儲(chǔ)能技術(shù)，儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電是應(yīng)給予大力推動(dòng)的新能源技術(shù)。因此，在考慮對(duì)儲(chǔ)電進(jìn)行電價(jià)補(bǔ)貼的時(shí)候，應(yīng)將儲(chǔ)熱納入其中。
儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電的電價(jià)構(gòu)成
南非對(duì)可調(diào)綠色電力給予更高的電價(jià)支持，我們可以將之理解為這種電價(jià)由“基礎(chǔ)電價(jià)”和“可調(diào)增益補(bǔ)貼”兩方面構(gòu)成。
對(duì)于無明確電價(jià)支持框架的市場，在為項(xiàng)目爭取電價(jià)的時(shí)候，我們可以分拆電價(jià)構(gòu)成，這樣對(duì)政府或電力承購方來說可能會(huì)更具說服力。
以美國新月沙丘光熱電站13.5美分/kWh（該電價(jià)是在投資補(bǔ)貼和優(yōu)惠貸款支持下形成的電價(jià)）的承購電價(jià)為例，我們可以將其中的10美分作為可以與光伏發(fā)電相競爭的發(fā)電基礎(chǔ)價(jià)格構(gòu)成列出，另外3.5美分則作為其對(duì)電力系統(tǒng)帶來的增益或調(diào)峰電價(jià)來予以強(qiáng)調(diào)。
比如說，對(duì)于某一光熱電站，可在PPA協(xié)議中約定在高峰時(shí)間段穩(wěn)定輸出多少電能，如果達(dá)到要求，則給予更高的可調(diào)電價(jià)，如果沒有，電站方則需要支付罰款或補(bǔ)償金。這樣，對(duì)光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)商而言，你就需要設(shè)法提高高峰期的供電能力。
SolarReserve公司CEOKevinSmith曾以上述新月沙丘光熱電站為例表示，“我們可以使該電站的容量因子保持在90%~95%左右，電力承購商N(yùn)VEnergy希望我們能在電力需求高峰時(shí)供應(yīng)更多電能，我們有能力最大程度上滿足這一要求。”該電站的總儲(chǔ)電規(guī)模為1100MWh。
SolarReserve的新月沙丘電站讓NVEnergy有更多可行的選擇來調(diào)節(jié)其購電需求曲線，滿足其高峰電力期的需求，當(dāng)?shù)氐母叻咫娏π枨髸r(shí)間段因季節(jié)不同而有所不同，但基本上是在中午12點(diǎn)~晚上24點(diǎn)這一期間，這期間每年對(duì)新月沙丘電站的電力需求量為50萬MWh。在該項(xiàng)目的PPA中，也對(duì)其高峰期供電能力進(jìn)行了強(qiáng)調(diào)和約束。
在SolarReserve最開始為其新月沙丘光熱電站爭取PPA協(xié)議之時(shí)，其就建議采取這種模式。這種設(shè)想來自于美國傳統(tǒng)的電力收購協(xié)議，在創(chuàng)辦SolarReserve之前，Smith曾參與過幾個(gè)燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目的PPA協(xié)議談判，他借鑒了這種經(jīng)驗(yàn)。
他進(jìn)一步解釋稱，“一般而言，傳統(tǒng)的能源市場的電力供應(yīng)協(xié)議包括能源電價(jià)和容量費(fèi)用，需要保證其在高峰用電需求時(shí)間段內(nèi)提供一定比例的供電能力，如果沒有實(shí)現(xiàn)，電力承購方就不需或少支付容量電價(jià)，相當(dāng)于對(duì)違反PPA協(xié)議的一種處罰。”
這種處罰的額度基于一定的可用率百分比，一般公共事業(yè)單位需要其保證95%的可用率，如果可用率僅僅在80%，則電力承購方僅需支付80%的容量電價(jià)。有時(shí)候?qū)╇姷膶?shí)際運(yùn)行表現(xiàn)也會(huì)設(shè)置額外的懲罰方案。但當(dāng)電網(wǎng)中的電量過多時(shí)，他們同時(shí)也會(huì)被要求暫時(shí)性停止運(yùn)行，電力承購方會(huì)對(duì)項(xiàng)目停止運(yùn)行時(shí)帶來的損失給予一定的補(bǔ)貼。
實(shí)際上，Abengoa的Solana光熱發(fā)電項(xiàng)目以及新月沙丘光熱電站的PPA協(xié)議都對(duì)其如何適應(yīng)每天變化的電力需求進(jìn)行了設(shè)定，在PPA約定的運(yùn)行機(jī)制下，項(xiàng)目能夠最大限度地發(fā)揮其存儲(chǔ)的價(jià)值并使電力系統(tǒng)獲得增益。
原標(biāo)題:定光熱發(fā)電電價(jià)應(yīng)突出其可調(diào)增益
