光热电站：分摊调峰辅助服务费用还是享受调峰补偿收益？

国家能源局西北监管局11月21日发布《关于公布2019年9月西北区域省间调峰辅助服务市场有关事项的通知》【详见附件】，其中公布的2019年9月西北区域省间调峰结算单显示，中控德令哈二期50兆瓦光热电站9月份需分担1085元的调峰辅助服务费用。

付费还是收费?

在电力辅助服务市场，调峰辅助服务费用一般由未进行深度调峰改造的火电厂以及风电、光伏这类不稳定的新能源发电厂共同承担，光热电站作为一种具备调峰能力的可再生能源，在电力辅助服务市场可以作为市场主体参与调峰，享受调峰补偿收益，为何却和光伏电站一样成了费用分摊的主体?

有观点认为，通过分摊费用以换取发电小时数，这是新能源电厂应该分摊这部分费用的底层逻辑，光热电站也因为其它调峰电源的让路而获得了发电小时数的增加，为何不应该分摊?

而据中控太阳能消息，2019年11月份中控德令哈二期50兆瓦光热电站共有10天时间(从11月9日开始)从上午11:00至下午3:00，被电网限电至40%(即20MW)，导致午后弃光严重，累计影响发电量约为90万度，如果不被限电11月份发电量达成率已接近100%。

据了解，该电站被限电的主要原因即是为了在中午时段为光伏发电让路，本质上来说即是在参与调峰辅助服务，这造成了其11月份90万度的发电量损失，按上网电价1.15元/kWh计算，损失近100万元。

通过主动减少自身发电小时数为不稳定的新能源发电让路，这是调峰电源享受调峰补偿收益的底层逻辑，上述中控光热电站参与了有效调峰，却未能获得为光伏让路的任何调峰补偿收益，这显然是不合理的。

一方面为光伏调峰让路却没有补偿收益，另一方面却要承担调峰市场的费用分摊?这成为了一种自相矛盾，暴露出光热发电的影响力不足，相关方面对光热电站的调峰特性尚没有深入认知，或重视度不够，如电储能早已被各省区列为电力辅助服务市场的市场主体，而光热发电尚未进入决策者视野。

最合理的模式

当前的光热电站在设计上普遍并不是按调峰电站的运营策略设计的，被限电后，其只能选择弃光。如中控德令哈50MW光热电站如果被限电，其储热系统将无法充分吸纳限电时段的太阳热能，只能白白弃掉。

一个真正的调峰型光热电站，在中午时段可以为光伏发电让路调峰，但同时也可以不弃光，而这就需要同等配置更大容量的蓄热系统，或配置更大功率的汽轮机组。

中控太阳能董事长金建祥对此作过测算，如下图所示，在中午限电4小时的情况下，通过增大汽轮机功率或延长储能时长对一个100MW的光热电站进行改造，如另外增加两个储热罐，中午弃发4小时的太阳热能通过该储罐存储，在可上网时间段内再上网。在维持年发电量不变的情况下，度电成本将带来约2%的增加。

如此改造后，该电站既可以在中午时段为光伏调峰让路，同时亦不过多损失自有的发电上网收益，并可以按照调峰辅助服务市场的运行规则享受对应的调峰补偿收益，以覆盖增加的改造投资成本。

我国正在建立健全电力调峰辅助服务市场，12月10日，西北区域省间调峰辅助服务市场正式运行。到今年11月底，市场试运行已满一年，累计调峰6254笔，火电机组调峰能力较建立市场前提高约335万千瓦;增发新能源电量40.81亿千瓦时，新能源最大电力达到4536万千瓦;水电、火电企业获得调峰补偿费用5.1亿元。

未来的高比例可再生能源供能系统需要出力可靠、调节灵活的绿色调节电源，光热电站作为调峰电源与其它可再生能源协同发展将很可能成为十四五规划对光热发电的基本定位，在电力调峰辅助服务市场运行规则趋向成熟的背景下，综合调峰补偿收益、额外增加的投资等各方面因素，调峰型光热电站的开发将成为未来一段时期的主流方向。