8月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模。

通知指出，鼓勵多渠道增加調峰資源，抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性改造的煤電等均被視為承擔可再生能源消納對應的調峰資源。該政策被視為是儲能行業(yè)的重大利好，從光熱發(fā)電的角度，又該如何看待該項政策？

有利于光熱發(fā)電的市場推廣

光熱電站與抽水蓄能、化學儲能等被并列為調峰資源，證明了國家層面對光熱發(fā)電調峰能力和價值的高度認可，這一信號的傳達有利于光熱發(fā)電在可再生能源市場贏得更多關注。

長期以來，光熱發(fā)電的市場推廣障礙重重，不少可再生能源發(fā)電項目的投資開發(fā)商對光熱發(fā)電的認知度較低，還缺乏深入了解的興趣，政府層面在該項政策中的明文肯定將幫助降低光熱發(fā)電后續(xù)的市場推廣難度。

4小時以上更利于光熱儲能競爭力的體現(xiàn)

抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性改造的煤電被放在同一水平線上，各種調峰資源同場競技，選擇哪種調峰資源將成為可再生能源發(fā)電企業(yè)第一個需要考慮的問題。

抽水蓄能電站有其特殊的地理環(huán)境限制，氣電和煤電亦有一定的條件限制。在西部可再生能源資源的富集區(qū)，將產(chǎn)生直接競爭的大概率將是電化學儲能和光熱儲能電站。

該通知明確的最重要的一點是，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。

光熱發(fā)電在長時間儲能方面的競爭力恰恰要大于短時間儲能，4小時被認為是光熱儲能和電化學儲能競爭的一個臨界點，超過4小時，光熱儲能的競爭優(yōu)勢將開始大于電化學儲能，8~10小時儲能配置的光熱電站在系統(tǒng)經(jīng)濟性上一般將可以達到最優(yōu)。

市場化并網(wǎng)規(guī)模及調峰能力還將逐步提高

該文件是在電網(wǎng)企業(yè)承擔可再生能源保障性并網(wǎng)責任的基礎上，鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電的市場化并網(wǎng)規(guī)模增加。伴隨新能源發(fā)電技術的進步、效率的提高，成本的下降，以及調峰成本的下降，電網(wǎng)企業(yè)承擔的保障性消納規(guī)模和比例將有序下降，市場化規(guī)模的比例將逐步提升。

目前，國內多個省份出臺的政策大多明確保障性并網(wǎng)規(guī)模的儲能配置要求為10%、時長2小時，這份國家級文件對市場化并網(wǎng)規(guī)模的調峰能力的要求有非常顯著的提升。且配建比例在2022年后還將根據(jù)情況適時調整，伴隨風電光伏裝機量的繼續(xù)增長，預計對調峰資源的配建比例還將逐步提高。

未來，在市場化并網(wǎng)規(guī)模逐步提高的背景下，對調峰配比和儲能時長的要求亦將逐步提升，高質量的調峰資源將成為各方爭搶的“香餑餑”，光熱發(fā)電在大規(guī)模長時間儲能方面的競爭力將進一步提升。

光熱儲能電站調峰的競爭力考量

按照目前市場上宣稱的1.5元/wh的鋰電池化學儲能系統(tǒng)投資成本計算，在10%、2h的情景下，折合增加儲能系統(tǒng)初始投資約0.3元/W，在15%、4h的情景下，折合增加系統(tǒng)初始投資約0.9元/W，在20%、6h的情景下，將增加系統(tǒng)初始投資約1.8元/W，隨著儲能時長的增加，增加的投資額呈倍數(shù)增長。

粗略估算，在不考慮25年壽命周期內需要更換的電池成本的情況下，一個光伏電站在20%、4h的儲能電池配置情景下，將增加初始總投資約34%，上網(wǎng)電量將損失約2%，最終度電成本將上漲約36%。

假設建設一個500MW的光伏項目，按3500元/kW的一般成本水平計算，光伏電站總投資17.5億元，配套建設100MW儲能時長4小時的電池儲能系統(tǒng)，相當于配置400MWh的儲能容量，初始總投資增加約6億元?？偟囊淮涡酝顿Y增至23.5億元。

如果采取光熱儲能電站的配置方案呢？浙江可勝技術股份有限公司董事長金建祥提出了一個方案：在確保同等發(fā)電量的前提下，可建設450MW光伏+100MW光熱電站（配12小時儲能），光熱儲能電站的投資約20億元，一個這樣的光熱儲能電站可為3個450MW的光伏電站調峰，均攤后總的初始投資增至：3500*450+20/3=22.42億元。該項政策明確，未用完的調峰資源可交易至其他市場主體，一個12小時儲能100MW的光熱電站的調峰能力在此情景下被充分發(fā)揮。

還要考慮到的是，光熱儲能調峰可以為電網(wǎng)提供稀缺的轉動慣量，而電池儲能并不具備此項能力。一個500MW的光伏電站并網(wǎng)約需要配置70MW的調相機來提供轉動慣量、釋放無功功率，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，此一項約需要增加額外投資1.16億元。

在這樣的情景下，同樣一個項目，同樣的發(fā)電量，同樣的調峰能力，在項目初始投資上，光伏+光熱儲能的配置方案比光伏+電池儲能要節(jié)省總投資2.24億元，占比約9.5%。

另需考慮的因素還有很多，首先是電池的壽命，業(yè)內目前宣稱鋰電池大概可以達到8年的壽命，25年的壽命期內至少需要更換兩次電池（事實上，目前尚缺乏儲能電池壽命可達8年的實際案例驗證），2次電池更換的成本預計接近于重新安裝一套儲能系統(tǒng)。（上面的項目初始投資計算中還未考慮此項支出）

再者，光熱儲能電站相對電池儲能無起火爆炸風險。今年7月30日，特斯拉位于澳大利亞維多利亞州的維多利亞大電池儲能電站發(fā)生爆炸，大火燃燒了四天四夜仍未撲滅。今年4月16日，北京南四環(huán)一個儲能電站發(fā)生爆炸，導致2名消防員犧牲。儲能電池的安全事故頻發(fā)，一旦發(fā)生事故造成的損失將不可估量，是大規(guī)模上馬儲能電池項目必須考慮的重要因素。

政策落地尚需儲能電價機制明確

回歸眼前，誰來為增加的調峰資源建設投資買單是需要解決的主要問題，否則再好的政策也將會淪為一紙空文。

《關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》明確新建項目上網(wǎng)電價按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行。在15%、4h的要求下，電化學儲能系統(tǒng)或光熱儲能系統(tǒng)的配置都將顯著提高整體項目的上網(wǎng)電價，這將使系統(tǒng)的整體電價成本高出絕大部分地區(qū)的燃煤發(fā)電基準，在這樣的情景下，可再生能源發(fā)電企業(yè)缺乏動力去自建或購買調峰資源。

國家層面最近已連續(xù)出臺了多項儲能的利好政策，但都為引導性政策，尚欠缺核心的價格疏導機制。據(jù)悉，政府相關主管部門將圍繞容量電價、新型儲能輸配電價回收等方面繼續(xù)出臺相關細則，容量電價有望成為下一個出臺的支持政策。在儲能的電價機制被明確后，哪種調峰資源的市場競爭力更勝一籌？或將可以得到更為明確的答案。