國家能源局西北監(jiān)管局11月21日發(fā)布《關于公布2019年9月西北區(qū)域省間調峰輔助服務市場有關事項的通知》【詳見附件】，其中公布的2019年9月西北區(qū)域省間調峰結算單顯示，中控德令哈二期50兆瓦光熱電站9月份需分擔1085元的調峰輔助服務費用。


付費還是收費？

在電力輔助服務市場，調峰輔助服務費用一般由未進行深度調峰改造的火電廠以及風電、光伏這類不穩(wěn)定的新能源發(fā)電廠共同承擔，光熱電站作為一種具備調峰能力的可再生能源，在電力輔助服務市場可以作為市場主體參與調峰，享受調峰補償收益，為何卻和光伏電站一樣成了費用分攤的主體？

有觀點認為，通過分攤費用以換取發(fā)電小時數(shù)，這是新能源電廠應該分攤這部分費用的底層邏輯，光熱電站也因為其它調峰電源的讓路而獲得了發(fā)電小時數(shù)的增加，為何不應該分攤？

而據(jù)中控太陽能消息，2019年11月份中控德令哈二期50兆瓦光熱電站共有10天時間(從11月9日開始）從上午11:00至下午3:00，被電網(wǎng)限電至40%（即20MW），導致午后棄光嚴重，累計影響發(fā)電量約為90萬度，如果不被限電11月份發(fā)電量達成率已接近100%。

據(jù)了解，該電站被限電的主要原因即是為了在中午時段為光伏發(fā)電讓路，本質上來說即是在參與調峰輔助服務，這造成了其11月份90萬度的發(fā)電量損失，按上網(wǎng)電價1.15元/kWh計算，損失近100萬元。

通過主動減少自身發(fā)電小時數(shù)為不穩(wěn)定的新能源發(fā)電讓路，這是調峰電源享受調峰補償收益的底層邏輯，上述中控光熱電站參與了有效調峰，卻未能獲得為光伏讓路的任何調峰補償收益，這顯然是不合理的。

一方面為光伏調峰讓路卻沒有補償收益，另一方面卻要承擔調峰市場的費用分攤？這成為了一種自相矛盾，暴露出光熱發(fā)電的影響力不足，相關方面對光熱電站的調峰特性尚沒有深入認知，或重視度不夠，如電儲能早已被各省區(qū)列為電力輔助服務市場的市場主體，而光熱發(fā)電尚未進入決策者視野。

最合理的模式

當前的光熱電站在設計上普遍并不是按調峰電站的運營策略設計的，被限電后，其只能選擇棄光。如中控德令哈50MW光熱電站如果被限電，其儲熱系統(tǒng)將無法充分吸納限電時段的太陽熱能，只能白白棄掉。

一個真正的調峰型光熱電站，在中午時段可以為光伏發(fā)電讓路調峰，但同時也可以不棄光，而這就需要同等配置更大容量的蓄熱系統(tǒng)，或配置更大功率的汽輪機組。

中控太陽能董事長金建祥對此作過測算，如下圖所示，在中午限電4小時的情況下，通過增大汽輪機功率或延長儲能時長對一個100MW的光熱電站進行改造，如另外增加兩個儲熱罐，中午棄發(fā)4小時的太陽熱能通過該儲罐存儲，在可上網(wǎng)時間段內(nèi)再上網(wǎng)。在維持年發(fā)電量不變的情況下，度電成本將帶來約2%的增加。


如此改造后，該電站既可以在中午時段為光伏調峰讓路，同時亦不過多損失自有的發(fā)電上網(wǎng)收益，并可以按照調峰輔助服務市場的運行規(guī)則享受對應的調峰補償收益，以覆蓋增加的改造投資成本。

我國正在建立健全電力調峰輔助服務市場，12月10日，西北區(qū)域省間調峰輔助服務市場正式運行。到今年11月底，市場試運行已滿一年，累計調峰6254筆，火電機組調峰能力較建立市場前提高約335萬千瓦；增發(fā)新能源電量40.81億千瓦時，新能源最大電力達到4536萬千瓦；水電、火電企業(yè)獲得調峰補償費用5.1億元。

未來的高比例可再生能源供能系統(tǒng)需要出力可靠、調節(jié)靈活的綠色調節(jié)電源，光熱電站作為調峰電源與其它可再生能源協(xié)同發(fā)展將很可能成為十四五規(guī)劃對光熱發(fā)電的基本定位，在電力調峰輔助服務市場運行規(guī)則趨向成熟的背景下，綜合調峰補償收益、額外增加的投資等各方面因素，調峰型光熱電站的開發(fā)將成為未來一段時期的主流方向。