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8月10日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵可再生能源發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。
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的重大利好，從光熱發電的角度，又該如何看待該項政策？
有利于光熱發電的市場推廣
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電在可再生能源市場贏得更多關注。
長期以來，光熱發電的市場推廣障礙重重，不少可再生能源發電項目的投資開發商對光熱發電的認知度較低，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電后續的市場推廣難度。
4小時以上更利于光熱儲能競爭力的體現
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電企業第一個需要考慮的問題。
抽水蓄能電站有其特殊的地理環境限制，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，將產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，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率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先并網。
光熱發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經濟性上一般將可以達到最優。
市場化并網規模及調峰能力還將逐步提高
該文件是在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電的市場化并網規模增加。伴隨新能源發電技術的進步、效率的提高，成本的下降，以及調峰成本的下降，電網企業承擔的保障性消納規模和比例將有序下降，市場化規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規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規模的調峰能力的要求有非常顯著的提升。且配建比例在2022年后還將根據情況適時調整，伴隨風電光伏裝機量的繼續增長，預計對調峰資源的配建比例還將逐步提高。
未來，在市場化并網規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”，光熱發電在大規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投資成本計算，在10%、2h的情景下，折合增加儲能系統初始投資約0.3元/W，在15%、4h的情景下，折合增加系統初始投資約0.9元/W，在20%、6h的情景下，將增加系統初始投資約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，相當于配置400MWh的儲能容量，初始總投資增加約6億元。總的一次性投資增至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揮。
還要考慮到的是，光熱儲能調峰可以為電網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，保障電網安全穩定運行，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。（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，北京南四環一個儲能電站發生爆炸，導致2名消防員犧牲。儲能電池的安全事故頻發，一旦發生事故造成的損失將不可估量，是大規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年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確新建項目上網電價按當地燃煤發電基準價執行。在15%、4h的要求下，電化學儲能系統或光熱儲能系統的配置都將顯著提高整體項目的上網電價，這將使系統的整體電價成本高出絕大部分地區的燃煤發電基準，在這樣的情景下，可再生能源發電企業缺乏動力去自建或購買調峰資源。
國家層面最近已連續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。
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的重大利好，從光熱發電的角度，又該如何看待該項政策？
有利于光熱發電的市場推廣
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電在可再生能源市場贏得更多關注。
長期以來，光熱發電的市場推廣障礙重重，不少可再生能源發電項目的投資開發商對光熱發電的認知度較低，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電后續的市場推廣難度。
4小時以上更利于光熱儲能競爭力的體現
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電企業第一個需要考慮的問題。
抽水蓄能電站有其特殊的地理環境限制，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，將產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，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率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先并網。
光熱發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經濟性上一般將可以達到最優。
市場化并網規模及調峰能力還將逐步提高
該文件是在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電的市場化并網規模增加。伴隨新能源發電技術的進步、效率的提高，成本的下降，以及調峰成本的下降，電網企業承擔的保障性消納規模和比例將有序下降，市場化規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規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規模的調峰能力的要求有非常顯著的提升。且配建比例在2022年后還將根據情況適時調整，伴隨風電光伏裝機量的繼續增長，預計對調峰資源的配建比例還將逐步提高。
未來，在市場化并網規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”，光熱發電在大規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投資成本計算，在10%、2h的情景下，折合增加儲能系統初始投資約0.3元/W，在15%、4h的情景下，折合增加系統初始投資約0.9元/W，在20%、6h的情景下，將增加系統初始投資約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，相當于配置400MWh的儲能容量，初始總投資增加約6億元。總的一次性投資增至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揮。
還要考慮到的是，光熱儲能調峰可以為電網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，保障電網安全穩定運行，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。（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，北京南四環一個儲能電站發生爆炸，導致2名消防員犧牲。儲能電池的安全事故頻發，一旦發生事故造成的損失將不可估量，是大規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年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確新建項目上網電價按當地燃煤發電基準價執行。在15%、4h的要求下，電化學儲能系統或光熱儲能系統的配置都將顯著提高整體項目的上網電價，這將使系統的整體電價成本高出絕大部分地區的燃煤發電基準，在這樣的情景下，可再生能源發電企業缺乏動力去自建或購買調峰資源。
國家層面最近已連續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。
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