2021年8月10日，国家发改委、国家能源局正式发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》。文件指出，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买储能或调峰能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。以上调峰资源不包括已列为应急备用和调峰电源的资源。文件对自建合建或购买调峰和储能能力的确认与管理等也进行了明确。
该文件的发布，引起业内强烈关注。
调动行业积极性
水电水利规划设计总院副院长、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟原理事长易跃春认为，在可再生能源取得良好发展成绩，并呈现良好发展势头的背景下，保障并网和消纳是推动行业高质量发展的重要措施之一，文件明确提出了鼓励可再生能源发电企业自建合建、购买调峰资源等方式，以及增加并网规模的政策措施和运行管理要求，有利于发挥政府、企业、市场多方能动性，引导市场主体多渠道促进可再生能源发展，有效推动“双碳”目标顺利实现。
他表示，做好可再生能源并网消纳工作，需要发挥政府、企业、市场各方能动性，合力协同推进。其中，政府做好政策制定，统筹做好政策执行指导和监督；电网企业承担消纳主体责任，做好可再生能源发电保障性电量收购；发电企业适当承担并网消纳责任，在保障性并网外，发挥自身能动性，通过自建合建、购买储能或调峰能力增加并网规模。有利于指导好开发企业通过市场交易，灵活配置调峰资源，并规范各方责任，协同做好可再生能源规模化发展和安全可靠供电。
国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽表示，这一文件作为确保实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标长效的、重要的措施之一，对于保障风光等可再生能源大规模、高比例、高质量、市场化发展将起到积极作用。符合政策的电源侧配置调峰资源涵盖了当前技术产业成熟、达到商业化应用的多种技术类型，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、燃气发电、光热电站、灵活性改造后的煤电。
常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科认为，该文件是国家主管部门在碳中和背景下，为解决电源侧风电光伏大规模、高比例接入带来的电网调峰能力严重不足，影响电网运行安全性，以及造成各地结构性缺电问题的一系列政策的开始。本次文件明确定义了包括光热电站在内的几种调峰手段，侧重于调峰电源的容量价值，强调新能源装机容量和调峰容量的配比。
电力规划设计总院清洁能源研究院副院长、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟原副理事长王霁雪等撰文指出，该文件明确了一是承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造，基本上包括了化学储能和主要的调峰电源形式。其中，光热电站必须具备一定的储热时长，灵活性煤电应按照比常规煤电机组提升的调节能力核定调峰资源容量；二是对光热电站实行按照装机容量认定调峰能力，市场化并网的新增风光项目的调峰配建比例低限为“时长4小时*功率15%的挂钩比例”，挂钩比例超过20%的可优先并网。
储能市场潜力巨大
这是国家针对新型储能产业出台的又一利好政策。此前7月23日《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上，新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。
国家能源局能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳在国家能源局例行新闻发布会称，新型储能技术多样、高效便捷、功能多元、应用灵活。加快新型储能规模化发展势在必行。为确保碳达峰、碳中和工作顺利开局，应牢牢抓住“十四五”战略窗口期，加快出台顶层规划，完善政策体系和市场环境，为加速技术迭代创造条件，实现新型储能规模化发展。
随后的7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。要求各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。
其中提到建立尖峰电价机制。各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
业界认为，峰谷价差套利是储能产业最广泛和最重要的商业模式，进一步拉大尖峰电价，无疑是对储能产业发展起到至关重要的作用。
根据伍德麦肯兹预测，未来10年中国新型储能装机量将创新记录，到2030年装机达153GWh。国网能源研究院同样认为，中国新型储能将迎来快速增长，预计2060年装机规模将达4.2亿千瓦（420GW）左右。除了装机规模外，从投资金额看，根据光大证券测算，2030年储能投资市场空间将达到1.3万亿元，2060年达到5万亿元。
新型储能万亿市场的大门正在打开，那么作为“集发电、储能和同步发电技术为一体的光热发电”，又能在其中担当多少分量，发挥哪些作用呢？
光热发电为调峰最佳选择
国网山西省电力公司调度控制中心水电及新能源处前处长赵俊屹表示：太阳能光热发电是集“清洁能源生产、储能调节和同步发电技术”于一体的最佳解决技术方案，其技术三重属性——资源的绿色低碳可再生属性、生产的同步发电技术属性以及传输过程的可存储特性，决定它既是清洁可持续的绿色低碳的新能源，同时也是网源友好、极具调节性的一种便利适用的电力能源。关于配置容量的最佳比例，他提出：首先是要满足新能源最大的利用、最合理的利用经济性，其次是适应电力系统安全稳定和调节性要求，满足大规模可再生能源为主的电力系统及其用户的需求。
电力规划设计总院高级顾问孙锐认为，太阳能光热发电集发电与储能为一体，具有很好的可靠性和调节特性，同时可以为系统提供转动惯量，是维持高比例新能源电力系统安全稳定运行难得的技术手段之一。
时璟丽介绍，在全国范围内，尤其是可再生能源占比较高的地区，继续提升风光在电力系统中的渗透率，必须在电源侧、电网侧、用户侧各方都采取有效措施，通过合理配置调峰和储能设施、推进火电灵活性改造、加快电网基础设施建设、发挥需求侧响应作用、加强网源荷储衔接等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。而此前围绕新能源配储能，是由一些地方能源主管部门给出相应的要求，一般要求配备5%-20%容量/1-2小时不等的储能，但是并非所有地方都有强制要求。此次新能源配储能则上升到国家层面，第一次提出市场化可再生能源项目储能配比定量要求。对于自带储热的太阳能光热电站而言，意义重大。
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书处梳理发现，我国已并网的太阳能热发电示范项目的熔盐储能时长短则6小时，长则15小时，各项目运行性能不断提升，储能优势明显。例如，兰州大成熔盐线性菲涅耳光热示范电站成功按照电网指令要求实现在晚高峰期间发电。
阿克塞50MW熔盐槽式光热发电项目业主、深圳金钒甘肃光热发电有限公司董事长胡建辉非常感慨地表示，该文件对光热行业是有史以来最全面的利好政策。在储热型电站和火电厂灵活改造升级方面大有可为。同时，也感受到了其他新能源企业和电网企业对光热行业平视的友好目光……
而俞科对比了光热发电的优势：一是光热调峰和天然气与火电灵活性改造调峰对比，光热通过集热场收集能量储存后调峰发电，无需消耗化石燃料，属于零碳调峰电源。二是光热和电池比，光热可以实现10%～110%的宽幅调峰和10小时以上的长时间储能，远高于文件要求的15%-20%的容量4小时储能，并且光热发电具有传统同步发电机组并网特性，同时兼具功率调节和电压支撑作用，可以替代“储能+调相机”的配置方案，光热寿命25年以上不用反复更换和回收电池。三是光热和抽水蓄能比，建设周期短，厂址要求低，可以与风电光伏同场建设，具有调峰和黑启动能力，侧重日内调节，与抽水蓄能拥有不同的能力定位。
华北电力大学能源与动力学院院长杜小泽在中国可再生能源学术大会——太阳能热发电和储能分会上表示：在众多储能方式中，储热技术具有适用性广、成本低等优势，目前最具大规模应用潜力，并具有广阔的发展前景。
浙江可胜技术股份有限公司董事长金建祥持相同的观点，“光热采用的熔盐储能非常安全且资源丰富，同时，热储能的寿命非常长，可以跟抽水蓄能媲美。”金建祥表示，文件中要求的4小时储能，对于光伏来说可能是一大难事，据初步测算，如果配置光伏装机容量的20%/4小时的电化学储能系统,总投资将增加约34%，上网电量下降约2%，最终度电成本将提升36%。
此外，太阳能光热发电与燃煤发电具有高度的匹配性。华北电力大学校长杨勇平在2020中国太阳能热发电大会上指出，太阳能光热发电和熔盐储热技术既可以帮助燃煤电站在不被淘汰关闭的情况下完成清洁化改造，还可以对现有的燃煤电厂通过集成太阳能光热发电+熔盐储热系统，为其提供一种减少煤炭用量、并保持供应可调度电能能力的新思路。
机遇与挑战并存
然而，政策利好之下，作为技术和资金双密集型行业，我们看到，光热发电目前产业仍处于初期发展阶段，装机规模仍然较小，在缺乏合理电价补贴的情况下，其价值无法在现有电力市场机制下得到合理体现，仍面临着诸多方面的问题和挑战。
俞科表示，光热发电的发展在当前是机遇也有困难，机遇在于光热发电可以进行零碳调峰储能，代表未来高比例可再生能源的发展方向。困难是光热目前产业化发展较慢，市场认知程度很低，经常出现“太阳能发电”把“光热”（带7至15小时不等的储能系统）和“光伏”（没有储能）放在一起讨论度电成本的尴尬场景，一谈“储能”又和“电池比初投资”，忽略了“光热电站的发电能力以及寿命因素”等核心问题。
金建祥认为，该文件把一些程序性细节问题进行了明确，对于光热来说是一大利好，但他同时指出了核心问题——“储能的钱哪儿来？”并没有解决。他表示，无论是抽蓄储能，电化学储能，还是光热发电和压缩空气储能，都是昂贵的，平移一度电的成本差不多都要0.7元左右。
他解释道，未来以新能源为主体的新型电力系统，随着时间推移，光伏和风电需要移动的电量将不断提高，最终会超过50%，对于储能来说，这是一个天文数字；如果储能不能商业化的话，新能源发展就会受限，弃风弃光问题将难以承受；由于各种储电方式都是昂贵的，在可见时间内找不到廉价又安全的储电技术路线，加上又不断需要提高电量移动比例，未来电价一定是持续上升的，因此既想电力绿色转型，又不想付出经济代价，极不现实。
他进一步表示，光伏和风电未来成本大幅度下降的可能性不大了，因为任何东西成本下降会最终达到一个极限。而随着光伏和风电高比例并网，同时煤电比例快速下降，整个电力系统需要更多的储能容量；但到现在为止，还没有一种储电技术是低成本的，因此随着储能比例提升，必将带来整个电力成本的快速提升。基于此，他针对性提出有两点建议：
1、每年适当提高电价，用来设立储能发展基金，作为储能的容量电价补贴；
2、用户端的峰谷电价差向发电端传递，经过储能之后的电量在用电高峰时段释放，享受高电价。这方案会提高电网企业的购电成本。
没有不能逾越的山峰，面对发展的难题与挑战。赵俊屹则表示：“当储能型光热电站参与调峰，可以在辅助服务里体现其价值。储能型光热电站适度超配吸热系统，配备保障机组可连续运行的储能容量，使发电机组同时兼备调节性和可连续性，即可参与全系统的日内有效调峰，也可保障全天候运行，电力平衡盈余时及时储热储能，电力平衡缺额时及时调峰出力，随时协调用电负荷和间歇性风电光伏的供求矛盾，维护全系统的电力电量实时平衡，发挥中坚力量；调频调峰的同时兼具黑启动、应急备用等辅助服务的功能，发电的同时兼具多样性的辅助服务功能，起到系统保安的‘压舱石’作用。对电站而言，在电量电价的能量收益的同时，赢取辅助服务的补偿费用，扩大光热电站的盈利能力。”
正是因为此，对于光热发电的未来，业内普遍是持乐观态度。
胡建辉向国家太阳能光热产业技术创新战略秘书处透露，目前金钒能源公司现与多家央企、国企深入交流沟通，特别是在甘肃合作投资建设电源侧储能电站进行多处布点意向，青海等省的项目规划也在进展中。
俞科则表示，“光热储能调峰电站在国家主管部门优化完善新能源调峰容量和调峰电量政策后，将迎来全面规模化发展。在过程中，光热企业应该坚定信心，做好产业化布局，推动材料和技术进步，针对调峰储能的电网需求优化电站设计方案，降低初投资造价，适当平衡调峰容量和调峰电量的关系，不断在技术和模式上创新，更好的适配市场的需求。”
生态环境没有替代品，用之不觉，失之难存；环境就是民生，青山就是美丽，蓝天就是幸福。国家首批光热发电示范项目的并网发电后的优异性能表现，也让政策层面认识到了储能型光热电站的技术优势，将在“构建以新能源为主体的新型电力系统”发挥重要作用。而随着配套政策不断细化、深入，有业界人士表示，接下来国家还将围绕调峰电量价值、容量电价、新型储能输配电价回收等方面继续出台相关细则，更多重磅政策即将发布。我们有理由相信，在新型储能万亿市场中，光热发电必将担大任、扛大旗！
作者：董清风 杜凤丽
