刚刚（6月18日），国家发改委发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，意见中提出：“进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”
而就在6月17日上午，国家能源局西北监管局在西宁组织召开了青海电力辅助服务市场正式运行启动会。
根据国家能源局西北监管局去年6月印发的《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》的通知》（简称《通知》），“辅助服务是指的为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂提供的除正常电能生产以外的市场化辅助服务。主要包括有偿调峰、储能调峰服务。市场交易方式为日前组织、日内调整。”
《通知》指出：电力辅助服务市场的市场主体包括并入青海电网的统调发电厂和满足青海电力辅助服务市场准入要求的储能电站。
发电厂准入条件：
（一）单机容量100MW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组，总装机容量50MW及以上的水电站，以及并网风电、太阳能发电场站（包含光热电站，暂不包括自备电厂）。
（二）新建机组满负荷试运结束后即纳入辅助服务管理范围。
储能电站准入条件为发电企业、用户侧或电网侧储能设施，充电功率在10MW以上、持续充电时间2小时以上。
图：鲁能青海新能源公司50MW太阳能光热电站
《通知》明确：“调峰辅助服务是指并网发电机组、储能装置，按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。”其中，有偿调峰服务在青海电力辅助服务市场交易中暂包括：实时深度调峰交易、调停备用交易和储能调峰交易。电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。
图：鲁能青海新能源公司储能项目
走向清洁低碳化是能源转型的大势所趋。太阳能光热发电集发电与储能为一身，是可以提供可靠电力和灵活调节特性的可再生能源发电方式。与燃煤发电机组相比，光热发电机组具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具有更好的调节性能。
电力规划设计总院原副院长孙锐曾公开表示，光热发电机组配置储热系统，发电功率稳定可靠，调峰性能优异。光热发电机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可参与电网调峰。光热发电机组的优良调峰性能，可增强电力系统消纳新能源电力的能力，减少弃风、弃光损失。此外，光热发电可根据电网用电负荷的需要，快速地调节汽轮发电机组的出力，参与电力系统的一次调频和二次调频，还可为电力系统提供转动惯量支撑，维持系统频率稳定。
孙锐指出：结合我国西电东送战略，在西北的电力外送通道送出端规划一定比例的光热发电机组，通过配置12小时及以上的储热系统，可替代燃煤机组为系统提供稳定的电力供应，可显著提升输电通道的可再生能源电力比重，与配置光伏+电池储能电站相比，具有更好的可靠性和经济性。与此同时，光热发电作为同步发电机电源，可为系统提供转动惯量和必要的频率、电压响应，为系统的稳定运行提供技术保障。
关于光热发电的调峰运行模式，他表示：在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间。晚高峰时段，通过储热系统发电，满足电网晚高峰负荷需求。电网夜间进入低谷负荷期间，光热发电机组可以停机，给风电让出发电空间。因此，通过调峰运行，光热发电可增强电力系统消纳可再生能源电力的能力，减少弃风、弃光造成的电力损失。
目前我国电源的上网电价形成机制是按照电源投资的基准收益率确定上网电价，这种定价方式并没有体现电力品质的优劣，也没有反应市场的需求。而在电力市场上，无论是电网公司还是电力用户都需要稳定可靠、调节灵活的电力供应。希望在“十四五”期间，国家相关部门能够首先在西部地区电力外送通道的电源侧，研究实施以受电地区电网峰谷分时段销售电价为基础、扣除电网的投资运营成本、倒推至电源侧的上网电价形成机制，使上网电价能够充分体现电力品质和市场需求。若实施这样的上网电价形成机制，并将峰谷分时上网电价在长期购电协议中固定下来，光热发电完全可以将发电量集中在高峰和平峰时段，即满足了电力系统的调峰需求，也使投资者能够得到合理的投资回报。孙锐表示。
相信随着国家调峰补偿机制的进一步完善，电力调峰等辅助服务市场化的加快推进，太阳能光热发电的优势将得到体现，将为我国能源安全保障做出重要贡献。
