4月25日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內(nèi)蒙古呼和浩特盛大召開，中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員時璟麗出席會議并作《新能源參與市場交易及其對光熱發(fā)電的影響》的主題報告，向與會嘉賓分享了近期新能源參與市場交易的情況及其對光熱發(fā)電產(chǎn)生的影響。

圖：國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗

新能源快速增長所帶來的消納挑戰(zhàn)將為光熱發(fā)電提供發(fā)展空間

“十四五”以來，我國的能源消費持續(xù)增長且快于預期，2021、2023年能源消費的增速都超過了5%，其中，可再生能源在能源轉型中發(fā)揮重要作用。

圖：中國能源消費及構成（數(shù)據(jù)來源：中國統(tǒng)計年鑒，2023.09，2023年數(shù)據(jù)來自中國統(tǒng)計公報）

根據(jù)《2024年能源工作指導意見》，2024年非化石能源在能源消費中的占比將達到18.9%，即同比增長一個百分點。

2023年風光新增裝機達到2.9億千瓦，可再生能源累計裝機超過14億千瓦。時璟麗認為，這是一個里程碑的數(shù)據(jù)——這代表全國實現(xiàn)了人均1千瓦的可再生能源裝機量，同時也使可再生能源裝機在全部電源裝機的占比超過了50%。

“十四五”期間，可再生能源集中式和分布式并舉發(fā)展，分布式新能源主要在中東部，集中式則呈現(xiàn)重歸“三北”的態(tài)勢。2023年，風電“三北”占比71%，光伏“三北”占比46%，其中集中式光伏“三北”占比62%，風光波動性新能源裝機的快速增加，對于靈活性資源的需求也迅速增大。

時璟麗表示：“‘十四五’期間可再生能源發(fā)展的導向是開發(fā)、消納并舉，但消納放在了更為重要的位置，近中期新能源還將保持較高規(guī)模新增裝機，而消納也將是持續(xù)挑戰(zhàn)”。

就可再生能源發(fā)展來看，實現(xiàn)非化石能源2025年和2030年20%和25%占比目標，需要風光等新能源在“十四五”初期明確的倍增發(fā)展基礎上，繼續(xù)補齊能源消費和部分能源品種供應的一升一降帶來的缺口。一升是能源消費增長快于預期：2023年一次能源消費總量為57.2億噸標準煤，已超過“十四五”初諸多機構對“十四五”末期的預期。一降是而水電裝機增加但電量不增反降：2023年水電新增裝機為758萬千瓦，但發(fā)電量同比下降5.6%。

此外，推進能耗雙控轉向碳排放雙控的過程中，也需要新能源發(fā)揮更大的作用。

從全球范圍看，基于2023年11月15日中美發(fā)表的《關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉(xiāng)聲明》和2023年12月初COP28上118個國家簽署的《全球可再生能源和能源效率承諾》，全球新能源也將保持較高規(guī)模新增裝機。

時璟麗表示，當下光熱發(fā)電行業(yè)所面臨的問題仍是技術與降本，以及如何在目前逐步加快推進的電力市場形勢中找到商業(yè)模式和運營能力。

調峰、儲能、分時電價、輔助服務等影響可再生能源電價的政策解析

2023年4月，國家能源局綜合司《關于推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關事項的通知》中明確了光熱發(fā)電的定位，即兼具儲能和調峰的雙重能力。

調峰電源政策方面，2023年10月，《關于建立煤電容量電價機制的通知》發(fā)布，煤電機組固定成本全國統(tǒng)一標準：330元/（千瓦.年），2024-2025年為100、165元/（千瓦.年），即33%和50%，2026年起不低于50%和70%。

儲能政策方面，《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）》、《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）》等政策的發(fā)布，明確提出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場、獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

除此之外，《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知（發(fā)改運行〔2021〕1138號）》提出風光市場化并網(wǎng)項目可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)，并網(wǎng)條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調峰、新型儲能、可調節(jié)負荷等靈活調節(jié)能力。對所有的靈活性資源進行了支持，光熱是其中之一。

時璟麗指出，“十四五”電價體系建設主要圍繞推進電力市場化和構建新型電力系統(tǒng)。（詳見下圖）

2023年上半年，第三監(jiān)管周期的輸配電價公布，將原本的輸配電價分為三個部分：上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損、輸配電價、系統(tǒng)運行費用，系統(tǒng)運行費用單列體現(xiàn)了更多的接納新能源的政策方向。此外，上文提到的關于煤電容量電價的政策，一方面有利于新能源消納消納，另一方面也將影響中長期市場和現(xiàn)貨市場價格。

“十四五”期間分時電價政策也在調整中，趨勢體現(xiàn)不同節(jié)點不同時段的電能量價值的差異，分時電價不僅僅在用電側，部分省份上網(wǎng)也實施分時電價。例如，《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》提出，新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。

用電側，2023年至少10個省份在部分月份將中午定為谷段電價，2024年范圍繼續(xù)擴大，至少12個省份調整政策，拉大峰谷差距，增加中午谷段時間：

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%

寧夏：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月國家價格主管部門公布了輔助服務電價，對現(xiàn)貨連續(xù)運營的地區(qū)和非連續(xù)運營的地區(qū)，在調峰、調頻、備用、費用傳導、市場銜接方面做了相應的規(guī)定。

一是對于現(xiàn)貨連續(xù)運營的地區(qū)，現(xiàn)貨和調峰只能二選其一?，F(xiàn)貨連續(xù)運營的地區(qū)調頻和備用費用傳導分攤可以在電源側和用戶側雙分攤，而不再單單是電源側。

二是對于現(xiàn)貨未連續(xù)運行的地區(qū)，調峰方面規(guī)定了調峰服務價格的上限，原則上不高于當?shù)仄絻r新能源上網(wǎng)電價。

電力市場化加快推進，新能源參與市場的比例正快速提高

時璟麗指出，目前的電力市場增長極快，僅2023年，各交易中心市場交易電量就達到了5.7萬億千瓦時，同比增長7.7%，占全社會用電量比重61.4%，新能源參與電力市場比例達到47%。集中式新能源參與市場的比例超過了55%，尤其“三北”地區(qū)新能源電量參與電力市場的比例更高。

政策導向在加快推進電力市場化。如2022年《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》提出“有序推動新能源參與市場交易”，2023年10月《關于進一步加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》提出“加快放開各類電源參與電力現(xiàn)貨市場”，并提出推動分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場，探索參與市場的有效機制。新能源參與電力市場是全面性的。

中長期市場方面，2023年12月底《關于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》提出中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量90%，燃煤企業(yè)不低于80%，用電側的簽約比例不低于上一年度的80%，保障全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%。中長期交易的電量仍然是占交易電量的大頭。

上圖為2024年1—3月電力現(xiàn)貨市場情況，1月、2月、3月中長期合約電量占比分別為84%、76%、83%。

上圖則展示了2024年1-4月電網(wǎng)代理購電價格情況，代理購電價格綜合反映了中長期和現(xiàn)貨市場，除蒙東地區(qū)以外，其他省份的電網(wǎng)代購電價都高于燃煤基準價（青海、云南高于水電上網(wǎng)電價）。與2023年不少省份電網(wǎng)代理購電價格高出燃煤基準價在30%上下相比，今年最高高出20%左右，可以看出煤電容量電價實施后對于中長期和現(xiàn)貨都有相應的影響。

關于解決光熱發(fā)電經(jīng)濟性問題的相關建議

光熱發(fā)電應如何提高收益，解決光熱發(fā)電綜合發(fā)展經(jīng)濟性的問題？時璟麗認為，產(chǎn)業(yè)方面，以技術進步和產(chǎn)業(yè)發(fā)展實現(xiàn)降本是根基；政策方面，應建立不同參與市場模式，相應擴展收益渠道。

針對光熱發(fā)電經(jīng)濟性問題，時璟麗提出了以下建議：

一是PPA參與市場機制。類似差價合約，通過競價簽訂PPA，形成的偏差資金由一定電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)全部工商業(yè)分攤，有利于產(chǎn)業(yè)發(fā)展，降本增效。

二是聯(lián)營參與市場機制。通過風電/光伏/光熱/電化學等多能互補電站或聯(lián)營，滿足出力曲線要求，這種模式對光熱發(fā)電調節(jié)將提出更高要求，光熱收益則為與風光打捆實現(xiàn)平價。

三是發(fā)揮調峰儲能作用參與市場機制。收益來自于三部分，即容量收益:爭取容量電價；輔助服務收益；電能量收益:中長期和現(xiàn)貨。

此外，無論哪種機制，光熱發(fā)電還可以獲得環(huán)境屬性收益。

2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會4月25-26日在內(nèi)蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開，大會由CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺聯(lián)合常州龍騰光熱科技股份有限公司共同主辦，大會主題為“在多變的形勢下實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展”，共有來自海內(nèi)外約800名代表出席本屆大會。