从光热发电角度看鼓励可再生能源发电企业配储能调峰新政
8月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》，鼓励可再生能源发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。
通知指出，鼓励多渠道增加调峰资源，抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性改造的煤电等均被视为承担可再生能源消纳对应的调峰资源。该政策被视为是储能行业的重大利好，从光热发电的角度，又该如何看待该项政策？
有利于光热发电的市场推广
光热电站与抽水蓄能、化学储能等被并列为调峰资源，证明了国家层面对光热发电调峰能力和价值的高度认可，这一信号的传达有利于光热发电在可再生能源市场赢得更多关注。
长期以来，光热发电的市场推广障碍重重，不少可再生能源发电项目的投资开发商对光热发电的认知度较低，还缺乏深入了解的兴趣，政府层面在该项政策中的明文肯定将帮助降低光热发电后续的市场推广难度。
4小时以上更利于光热储能竞争力的体现 抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性改造的煤电被放在同一水平线上，各种调峰资源同场竞技，选择哪种调峰资源将成为可再生能源发电企业第一个需要考虑的问题。 抽水蓄能电站有其特殊的地理环境限制，气电和煤电亦有一定的条件限制。在西部可再生能源资源的富集区，将产生直接竞争的大概率将是电化学储能和光热储能电站。 该通知明确的最重要的一点是，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。 光热发电在长时间储能方面的竞争力恰恰要大于短时间储能，4小时被认为是光热储能和电化学储能竞争的一个临界点，超过4小时，光热储能的竞争优势将开始大于电化学储能，8~10小时储能配置的光热电站在系统经济性上一般将可以达到最优。 市场化并网规模及调峰能力还将逐步提高 该文件是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调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电的市场化并网规模增加。伴随新能源发电技术的进步、效率的提高，成本的下降，以及调峰成本的下降，电网企业承担的保障性消纳规模和比例将有序下降，市场化规模的比例将逐步提升。 目前，国内多个省份出台的政策大多明确保障性并网规模的储能配置要求为10%、时长2小时，这份国家级文件对市场化并网规模的调峰能力的要求有非常显著的提升。且配建比例在2022年后还将根据情况适时调整，伴随风电光伏装机量的继续增长，预计对调峰资源的配建比例还将逐步提高。 未来，在市场化并网规模逐步提高的背景下，对调峰配比和储能时长的要求亦将逐步提升，高质量的调峰资源将成为各方争抢的“香饽饽”，光热发电在大规模长时间储能方面的竞争力将进一步提升。 光热储能电站调峰的竞争力考量 按照目前市场上宣称的1.5元/wh的锂电池化学储能系统投资成本计算，在10%、2h的情景下，折合增加储能系统初始投资约0.3元/W，在15%、4h的情景下，折合增加系统初始投资约0.9元/W，在20%、6h的情景下，将增加系统初始投资约1.8元/W，随着储能时长的增加，增加的投资额呈倍数增长。 粗略估算，在不考虑25年寿命周期内需要更换的电池成本的情况下，一个光伏电站在20%、4h的储能电池配置情景下，将增加初始总投资约34%，上网电量将损失约2%，最终度电成本将上涨约36%。 假设建设一个500MW的光伏项目，按3500元/kW的一般成本水平计算，光伏电站总投资17.5亿元，配套建设100MW储能时长4小时的电池储能系统，相当于配置400MWh的储能容量，初始总投资增加约6亿元。总的一次性投资增至23.5亿元。 如果采取光热储能电站的配置方案呢？浙江可胜技术股份有限公司董事长金建祥提出了一个方案：在确保同等发电量的前提下，可建设450MW光伏+100MW光热电站（配12小时储能），光热储能电站的投资约20亿元，一个这样的光热储能电站可为3个450MW的光伏电站调峰，均摊后总的初始投资增至：3500*450+20/3=22.42亿元。该项政策明确，未用完的调峰资源可交易至其他市场主体，一个12小时储能100MW的光热电站的调峰能力在此情景下被充分发挥。 还要考虑到的是，光热储能调峰可以为电网提供稀缺的转动惯量，而电池储能并不具备此项能力。一个500MW的光伏电站并网约需要配置70MW的调相机来提供转动惯量、释放无功功率，保障电网安全稳定运行，此一项约需要增加额外投资1.16亿元。 在这样的情景下，同样一个项目，同样的发电量，同样的调峰能力，在项目初始投资上，光伏+光热储能的配置方案比光伏+电池储能要节省总投资2.24亿元，占比约9.5%。 另需考虑的因素还有很多，首先是电池的寿命，业内目前宣称锂电池大概可以达到8年的寿命，25年的寿命期内至少需要更换两次电池（事实上，目前尚缺乏储能电池寿命可达8年的实际案例验证），2次电池更换的成本预计接近于重新安装一套储能系统。（上面的项目初始投资计算中还未考虑此项支出） 再者，光热储能电站相对电池储能无起火爆炸风险。今年7月30日，特斯拉位于澳大利亚维多利亚州的维多利亚大电池储能电站发生爆炸，大火燃烧了四天四夜仍未扑灭。今年4月16日，北京南四环一个储能电站发生爆炸，导致2名消防员牺牲。储能电池的安全事故频发，一旦发生事故造成的损失将不可估量，是大规模上马储能电池项目必须考虑的重要因素。 政策落地尚需储能电价机制明确 回归眼前，谁来为增加的调峰资源建设投资买单是需要解决的主要问题，否则再好的政策也将会沦为一纸空文。 《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行。在15%、4h的要求下，电化学储能系统或光热储能系统的配置都将显著提高整体项目的上网电价，这将使系统的整体电价成本高出绝大部分地区的燃煤发电基准，在这样的情景下，可再生能源发电企业缺乏动力去自建或购买调峰资源。 国家层面最近已连续出台了多项储能的利好政策，但都为引导性政策，尚欠缺核心的价格疏导机制。据悉，政府相关主管部门将围绕容量电价、新型储能输配电价回收等方面继续出台相关细则，容量电价有望成为下一个出台的支持政策。在储能的电价机制被明确后，哪种调峰资源的市场竞争力更胜一筹？或将可以得到更为明确的答案。
