中國儲能網訊：如果考慮光熱發(fā)電的可調電力特性，光熱發(fā)電的電價定價機制應考慮突出其可調價值，可調電力對電力市場的貢獻在于兩個方面，一是向市場提供了實實在在的穩(wěn)定電能，二是為電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行提供了可調增益。目前我們在討論電價的時候，過多地把焦點集中于第一個基本面上，而忽略了第二個增益層面。
可調電力的重要價值
當新能源電力在電網中達到一定規(guī)模的時候，由于其間歇性的自然缺陷，其將難以再進一步增加其在供電市場的份額。這是由電力需求的特性決定的，社會對電能的需求是持續(xù)的，而新能源電力的供應又受制于天氣等原因而無法持續(xù)供電，那么，這其中的供電缺口又該由誰來填補？
一個很典型的案例是，德國本應減少的煤炭發(fā)電量卻在2013年達到了自1990年以來的最高值。2013年德國總發(fā)電量中，燃煤火電比例達45.5%，同比上升了1.5個百分點。21世紀可再生能源政策組織的報告表明，德國可再生能源發(fā)電占比已經超過25%，然而，2013年德國的二氧化碳排放卻增長了1.2%。
德國政府于2011年7月制定了雄心勃勃的能源轉型計劃，規(guī)劃到2022年徹底停止使用核電，到2050年，實現(xiàn)綠色能源供電比例達到80%的宏偉目標。但現(xiàn)實情況是，德國境內不少煤電廠在某些時候卻被要求滿負荷運轉，以維持整體電網的供電穩(wěn)定。同時，德國還不得不新建更多傳統(tǒng)電廠以充當可再生能源在無法出力時的備用電源。
這一現(xiàn)象也被稱之為德國的“能源轉型悖論”。德國一度是全球可再生能源產業(yè)發(fā)展的領頭羊，在可再生能源發(fā)電依舊在繼續(xù)增加的同時，煤炭發(fā)電量和二氧化碳排放量為何不降反升？其根源即在于德國采用了大量的不穩(wěn)定的可再生能源來滿足電力需求，過度依賴這種不穩(wěn)定的可再生能源，對電網就會造成較大沖擊，在特定的天氣條件下，德國只能重啟煤電廠來維持電網穩(wěn)定，滿足電力需求。
德國的案例帶給我們的啟示是，要想更大程度上地推廣利用可再生能源，我們亟需發(fā)展可調的、穩(wěn)定的、可充當基礎負荷的可再生能源技術，我們需要類似于傳統(tǒng)火電那樣可以隨時拿來所用的可再生能源。
儲熱型光熱電站可以幫助電網實現(xiàn)靈活的電力可調性，而不僅僅是提供一種綠色電力來源，電網系統(tǒng)將因此而整體受益。
電價應體現(xiàn)增益價值
光熱電站一般有兩種運行方式：一為常規(guī)模式。即最大化電力輸出，白天正常工作，額外電力在太陽下山后通過儲熱系統(tǒng)穩(wěn)定輸出。這是典型的一種運行模式，西班牙等大多數(shù)市場的光熱電站均如此運行。二是最大化增益模式：即在非高峰期更多地采用光伏這種更廉價的電力，光熱電站在此期間更多地存儲能量以滿足高峰期的電力需求，一般需要給予高峰期更高的電價，以體現(xiàn)其調峰增益。
在最大化輔助增益模式中，我們目前可以看到一個典型的案例是南非。南非對可再生能源電力獨立生產采購計劃（REIPPPP）第三輪招標的光熱發(fā)電項目給予兩種不同的電價支持，分為可調電力電價和常規(guī)電價，常規(guī)電價為11.88歐分/KWh；可調電價則為更高的18.95歐分/KWh。
南非甚至已經確定采用帶儲熱的光熱發(fā)電技術來替代燃氣發(fā)電，這種光熱電站發(fā)出的可調電力可被用于滿足高峰需求，特別是晚間的用電高峰。其作為一種備用電源，也可以通過彈性的運行模式來適應白天的高峰需求。光熱發(fā)電項目開發(fā)可以根據南非的電力需求曲線，來配置其儲熱容量。
南非通過兩種互補的發(fā)電技術實現(xiàn)了可調電力的生產輸送，一為無儲能的光伏發(fā)電，二為儲能型的光熱發(fā)電。兩者結合采用提供了一種綜合性能更佳的太陽能供電方案。
南非對光熱電價的這種設定即在一定程度上體現(xiàn)了光熱發(fā)電的輔助增益，對光熱發(fā)電技術而言也更為公平。
儲能補貼不應僅適用于儲電市場
為解決德國光伏發(fā)電市場的發(fā)展瓶頸，德國正在大力推進電力存儲技術的商業(yè)化應用。與之類似，美國加州也正在加速儲電技術的開發(fā)應用，但加州正在推動的1.3GW的強制性儲能應用計劃，其中卻并不包括光熱發(fā)電項目的儲熱應用。雖然在大型公共事業(yè)領域，電池儲能技術還明顯不能與大規(guī)模儲熱技術相競爭。
德國因本身不具備開發(fā)光熱電站的資源條件，這一點可以理解，但美國加州市場的上述做法似乎難以讓人理解。但據DNVGL的消息，DNVGL目前正在受加州能源委員會的委托，對儲熱型光熱發(fā)電站對電網的輔助增益進行研究。
當前，電力存儲行業(yè)雖然還面臨成本高企，距商業(yè)化應用還十分遙遠的困境，但其呼吁增加儲能補貼的力度十分之大，國際市場上也已有德國和美國加州等出臺了相應的政策扶持框架，中國儲能行業(yè)也正在極力游說政府出臺儲能電價補貼。但往往他們所說的儲能都不包括儲熱技術，儲熱型光熱發(fā)電這一本身就已經擁有成熟儲能技術的發(fā)電技術似乎成為了不受重視的旮旯一角。
據CSPPLAZA數(shù)據，目前已經有大量實際應用的大規(guī)模熔鹽儲熱系統(tǒng)（整個儲熱系統(tǒng)）的單位kWh投資成本約在300元/kWhth（熱能），按35%的熱電轉化比例和一定的換熱損失粗略換算為電能存儲投資，其單位kWh的儲電成本也不過約900元/kWh。同時，依托技術革新和相關設備材料成本的削減，這一成本仍有巨大下降空間，美國能源部SunShot計劃設定的2020年儲熱成本目標為15美元/kWhth。
相對的是，以目前應用較多技術較成熟的磷酸鐵鋰儲能電池為例，其成本仍高達4000~7000元/kWh，遠遠高出熔鹽儲熱技術的成本。另外，鋰電池的使用壽命仍難有保證，25年的光伏電站壽命期內可能需要多次更換鋰電池組，同時，廢棄鋰電池以及更多基于化學反應的化學電池巨大的處理成本如果被考慮在內的話，其總體成本將更加驚人，如果不予處理，其對環(huán)境帶來的污染將不可想象。
無論是從經濟性還是環(huán)保、壽命等角度考量，儲熱都是值得優(yōu)先發(fā)展的儲能技術，儲熱型光熱發(fā)電是應給予大力推動的新能源技術。因此，在考慮對儲電進行電價補貼的時候，應將儲熱納入其中。
儲熱型光熱發(fā)電的電價構成
南非對可調綠色電力給予更高的電價支持，我們可以將之理解為這種電價由“基礎電價”和“可調增益補貼”兩方面構成。
對于無明確電價支持框架的市場，在為項目爭取電價的時候，我們可以分拆電價構成，這樣對政府或電力承購方來說可能會更具說服力。
以美國新月沙丘光熱電站13.5美分/kWh（該電價是在投資補貼和優(yōu)惠貸款支持下形成的電價）的承購電價為例，我們可以將其中的10美分作為可以與光伏發(fā)電相競爭的發(fā)電基礎價格構成列出，另外3.5美分則作為其對電力系統(tǒng)帶來的增益或調峰電價來予以強調。
比如說，對于某一光熱電站，可在PPA協(xié)議中約定在高峰時間段穩(wěn)定輸出多少電能，如果達到要求，則給予更高的可調電價，如果沒有，電站方則需要支付罰款或補償金。這樣，對光熱發(fā)電項目開發(fā)商而言，你就需要設法提高高峰期的供電能力。
SolarReserve公司CEOKevinSmith曾以上述新月沙丘光熱電站為例表示，“我們可以使該電站的容量因子保持在90%~95%左右，電力承購商NVEnergy希望我們能在電力需求高峰時供應更多電能，我們有能力最大程度上滿足這一要求?！痹撾娬镜目們﹄娨?guī)模為1100MWh。
SolarReserve的新月沙丘電站讓NVEnergy有更多可行的選擇來調節(jié)其購電需求曲線，滿足其高峰電力期的需求，當?shù)氐母叻咫娏π枨髸r間段因季節(jié)不同而有所不同，但基本上是在中午12點~晚上24點這一期間，這期間每年對新月沙丘電站的電力需求量為50萬MWh。在該項目的PPA中，也對其高峰期供電能力進行了強調和約束。
在SolarReserve最開始為其新月沙丘光熱電站爭取PPA協(xié)議之時，其就建議采取這種模式。這種設想來自于美國傳統(tǒng)的電力收購協(xié)議，在創(chuàng)辦SolarReserve之前，Smith曾參與過幾個燃氣發(fā)電項目的PPA協(xié)議談判，他借鑒了這種經驗。
他進一步解釋稱，“一般而言，傳統(tǒng)的能源市場的電力供應協(xié)議包括能源電價和容量費用，需要保證其在高峰用電需求時間段內提供一定比例的供電能力，如果沒有實現(xiàn)，電力承購方就不需或少支付容量電價，相當于對違反PPA協(xié)議的一種處罰?！?
這種處罰的額度基于一定的可用率百分比，一般公共事業(yè)單位需要其保證95%的可用率，如果可用率僅僅在80%，則電力承購方僅需支付80%的容量電價。有時候對供電的實際運行表現(xiàn)也會設置額外的懲罰方案。但當電網中的電量過多時，他們同時也會被要求暫時性停止運行，電力承購方會對項目停止運行時帶來的損失給予一定的補貼。
實際上，Abengoa的Solana光熱發(fā)電項目以及新月沙丘光熱電站的PPA協(xié)議都對其如何適應每天變化的電力需求進行了設定，在PPA約定的運行機制下，項目能夠最大限度地發(fā)揮其存儲的價值并使電力系統(tǒng)獲得增益。
原標題:定光熱發(fā)電電價應突出其可調增益
