CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)訊：6月12日，2023中國國際光熱大會暨CSPPLAZA第十屆年會在浙江杭州盛大召開，國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗出席會議并作《近期新能源發(fā)電政策形勢及推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展政策展望》的主題報告，向與會嘉賓分享了近期可再生能源電力總的政策情況以及對未來光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展可能產(chǎn)生的影響。

圖：時璟麗

近期新能源發(fā)電政策形勢

“十四五”以來，我國一次能源年消費總量超過了50億噸標煤，2022年達到54.1億噸標煤，分析后疫情經(jīng)濟恢復(fù)，預(yù)計“十四五”能源消費總量將會繼續(xù)增加。

時璟麗表示，如果按照2025年能源消費總量57億噸標煤測算，達成20025年非化石能源在一次能源消費中占比20%的目標，“十四五”期間風電和光伏年均新增裝機需要至少1.2億千瓦。波動性電源規(guī)模如此之大，對整個電力系統(tǒng)的靈活性和調(diào)節(jié)能力提出了更高的要求。

圖：非化石能源電力裝機占比

圖：非化石能源發(fā)電量占比

上圖為可再生能源電力近期發(fā)展和貢獻率?！笆奈濉逼陂g風光裝機增長迅速，風電和太陽能發(fā)電新增裝機連續(xù)兩年超過1億千瓦，2022年達到了1.25億千瓦的規(guī)模，規(guī)模創(chuàng)歷史新高。

2022年底，我國的非化石能源電力裝機占比達49.5%。根據(jù)今年可再生能源新增裝機情況，預(yù)計今年底，太陽能發(fā)電、風電、生物質(zhì)發(fā)電及水電，這四種可再生能源的累計裝機將在電源裝機中占比超過50%，可再生能源電源成為我國電源裝機的主體。

我國正處于可再生能源電力發(fā)展的新階段，相應(yīng)地有了新目標、新挑戰(zhàn)、新任務(wù)。時璟麗將其歸納為以下三方面：

一、2020年9月提出碳達峰碳中和目標。

二、電力市場化速度不斷加快，更多的新能源可再生能源要參與電力市場。

三、自“十四五”以來，無論是陸上風電、海上風電、光伏還是光熱發(fā)電，都已進入國家退出政策補貼的階段。

促進可再生能源發(fā)電的政策

2021-2022年，是我國又一輪支持可再生能源政策的建章立制期，體現(xiàn)了發(fā)展和消納并舉；2022年以來政策效果顯現(xiàn)度高；2023年風光等波動性電源新增裝機將繼續(xù)大幅度增加（國家能源局預(yù)期1.6億千瓦左右，行業(yè)預(yù)期2億千瓦左右）。

圖：促進可再生能源發(fā)電政策

時璟麗表示，對比發(fā)展和消納，“十四五”的政策體現(xiàn)出消納更為政策之重。

自“十四五”以來，國家為新能源發(fā)電建立和實施了并網(wǎng)多元保障的機制，所有新開發(fā)風光項目都分為保障性并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)兩部分。但從政策三年執(zhí)行情況來看，各個省份對于保障并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)執(zhí)行的尺度、規(guī)模、配置調(diào)峰和儲能要求都存在差異。在多項政策中，光熱發(fā)電作為風光光伏配置調(diào)峰和儲能的五種手段之一得到了支持。

2023年4月，國家能源局綜合司《關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關(guān)事項的通知》指出，光熱發(fā)電兼具調(diào)峰電源和儲能雙重功能，要充分發(fā)揮光熱發(fā)電在新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)中的作用，電網(wǎng)公司對配置光熱發(fā)電的基地項目在并網(wǎng)和調(diào)度方面要給予優(yōu)先支持。

可再生能源電力消納保障機制則提出逐年的消納約束性要求來建立多元消納保障機制，如下圖所示：

《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》對2025年全部可再生能源和非水可再生能源的責任權(quán)重也提出了33%和18%的可再生能源電力消納比例的要求。如下圖所示：

新能源電價及相關(guān)政策

2022年發(fā)布的《關(guān)于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關(guān)工作的通知》明確指出：所有的可再生能源，都可以獲得綠證。

目前，綠證已經(jīng)明確可以用于可再生能源電力消納保障機制以及不納入能耗雙控的計量，今后綠證還可以適用碳雙控還有全國碳市場的銜接以及國際碳市場，還有綠證機制的相應(yīng)銜接。

圖：我國綠證和綠電交易機制變化情況

綠證從2017年7月1日上線到2023年6月中旬，交易數(shù)額基本上呈現(xiàn)指數(shù)上升。風電、光伏綠證價格折合為4-5分/千瓦時。

圖：綠證認購和交易情況

圖：新能源電價及相關(guān)電價政策

2023年5月國家價格主管部門公布了第三監(jiān)管周期的輸配電價，將原來的輸配電價分為以下三部分：

（1）上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用：按實際購電上網(wǎng)電價和綜合線損率計算

（2）輸配電價：容量和電量電價均分電壓等級

（3）系統(tǒng)運行費用：包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費等

目前，提供調(diào)峰和儲能能力的各種技術(shù)手段中，除抽蓄外，其他能夠提供調(diào)節(jié)能力和容量支撐的電源的電價政策還不夠明朗。到底用輔助服務(wù)、電源側(cè)的容量市場還是電源側(cè)的容量電價呢？時璟麗研究認為，采用輔助服務(wù)市場或者電源側(cè)的容量市場更為合適。

如此一來，光熱發(fā)電的收益模式增多。既可以作為一個獨立的電站，從中獲得相應(yīng)的收益，包括為電力系統(tǒng)支撐所提供的輔助服務(wù)或者容量支撐的收益，以及體現(xiàn)環(huán)境屬性綠證溢價的收益。也可以作為多能互補的電站、虛擬電場的電站或聯(lián)營電站。調(diào)節(jié)風電和光伏，就要滿足中長期市場出力曲線要求，也對光熱發(fā)電調(diào)節(jié)能力提出更高的要求。與此同時，光熱收益與風光打捆則可實現(xiàn)平價。

時璟麗提出，我國電力市場加快推進，2022年各個交易中心組織的交易電量約占全社會電量的61%，參與電力市場是未來一個很重要的發(fā)展方向。