國家能源局西北監管局11月21日發布《關于公布2019年9月西北區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、光伏這類不穩定的新能源發電廠共同承擔，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電小時數，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電小時數的增加，為何不應該分攤？

而據中控太陽能消息，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，被電網限電至40%（即20MW），導致午后棄光嚴重，累計影響發電量約為90萬度，如果不被限電11月份發電量達成率已接近100%。

據了解，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90萬度的發電量損失，按上網電價1.15元/kWh計算，損失近100萬元。

通過主動減少自身發電小時數為不穩定的新能源發電讓路，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列為電力輔助服務市場的市場主體，而光熱發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，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4小時的太陽熱能通過該儲罐存儲，在可上網時間段內再上網。在維持年發電量不變的情況下，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電上網收益，并可以按照調峰輔助服務市場的運行規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需要出力可靠、調節靈活的綠色調節電源，光熱電站作為調峰電源與其它可再生能源協同發展將很可能成為十四五規劃對光熱發電的基本定位，在電力調峰輔助服務市場運行規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將成為未來一段時期的主流方向。