如果考虑光热发电的可调电力特性，光热发电的电价定价机制应考虑突出其可调价值，可调电力对电力市场的贡献在于两个方面，一是向市场提供了实实在在的稳定电能，二是为电力系统的稳定运行提供了可调增益。目前我们在讨论电价的时候，过多地把焦点集中于第一个基本面上，而忽略了第二个增益层面。

      可调电力的重要价值

      当新能源电力在电网中达到一定规模的时候，由于其间歇性的自然缺陷，其将难以再进一步增加其在供电市场的份额。这是由电力需求的特性决定的，社会对电能的需求是持续的，而新能源电力的供应又受制于天气等原因而无法持续供电，那么，这其中的供电缺口又该由谁来填补？

      一个很典型的案例是，德国本应减少的煤炭发电量却在2013年达到了自1990年以来的最高值。2013年德国总发电量中，燃煤火电比例达45.5%，同比上升了1.5个百分点。21世纪可再生能源政策组织的报告表明，德国可再生能源发电占比已经超过25%，然而，2013年德国的二氧化碳排放却增长了1.2%。

      德国政府于2011年7月制定了雄心勃勃的能源转型计划，规划到2022年彻底停止使用核电，到2050年，实现绿色能源供电比例达到80%的宏伟目标。但现实情况是，德国境内不少煤电厂在某些时候却被要求满负荷运转，以维持整体电网的供电稳定。同时，德国还不得不新建更多传统电厂以充当可再生能源在无法出力时的备用电源。

      这一现象也被称之为德国的“能源转型悖论”。德国一度是全球可再生能源产业发展的领头羊，在可再生能源发电依旧在继续增加的同时，煤炭发电量和二氧化碳排放量为何不降反升？其根源即在于德国采用了大量的不稳定的可再生能源来满足电力需求，过度依赖这种不稳定的可再生能源，对电网就会造成较大冲击，在特定的天气条件下，德国只能重启煤电厂来维持电网稳定，满足电力需求。

      德国的案例带给我们的启示是，要想更大程度上地推广利用可再生能源，我们亟需发展可调的、稳定的、可充当基础负荷的可再生能源技术，我们需要类似于传统火电那样可以随时拿来所用的可再生能源。

      储热型光热电站可以帮助电网实现灵活的电力可调性，而不仅仅是提供一种绿色电力来源，电网系统将因此而整体受益。

      电价应体现增益价值

      光热电站一般有两种运行方式：一为常规模式。即最大化电力输出，白天正常工作，额外电力在太阳下山后通过储热系统稳定输出。这是典型的一种运行模式，西班牙等大多数市场的光热电站均如此运行。二是最大化增益模式：即在非高峰期更多地采用光伏这种更廉价的电力，光热电站在此期间更多地存储能量以满足高峰期的电力需求，一般需要给予高峰期更高的电价，以体现其调峰增益。

      在最大化辅助增益模式中，我们目前可以看到一个典型的案例是南非。南非对可再生能源电力独立生产采购计划（REIPPPP）第三轮招标的光热发电项目给予两种不同的电价支持，分为可调电力电价和常规电价，常规电价为11.88欧分/KWh；可调电价则为更高的18.95欧分/KWh。

      南非甚至已经确定采用带储热的光热发电技术来替代燃气发电，这种光热电站发出的可调电力可被用于满足高峰需求，特别是晚间的用电高峰。其作为一种备用电源，也可以通过弹性的运行模式来适应白天的高峰需求。光热发电项目开发可以根据南非的电力需求曲线，来配置其储热容量。

      南非通过两种互补的发电技术实现了可调电力的生产输送，一为无储能的光伏发电，二为储能型的光热发电。两者结合采用提供了一种综合性能更佳的太阳能供电方案。

      南非对光热电价的这种设定即在一定程度上体现了光热发电的辅助增益，对光热发电技术而言也更为公平。

      储能补贴不应仅适用于储电市场

      为解决德国光伏发电市场的发展瓶颈，德国正在大力推进电力存储技术的商业化应用。与之类似，美国加州也正在加速储电技术的开发应用，但加州正在推动的1.3GW的强制性储能应用计划，其中却并不包括光热发电项目的储热应用。虽然在大型公共事业领域，电池储能技术还明显不能与大规模储热技术相竞争。

      德国因本身不具备开发光热电站的资源条件，这一点可以理解，但美国加州市场的上述做法似乎难以让人理解。但据DNVGL的消息，DNVGL目前正在受加州能源委员会的委托，对储热型光热发电站对电网的辅助增益进行研究。

      当前，电力存储行业虽然还面临成本高企，距商业化应用还十分遥远的困境，但其呼吁增加储能补贴的力度十分之大，国际市场上也已有德国和美国加州等出台了相应的政策扶持框架，中国储能行业也正在极力游说政府出台储能电价补贴。但往往他们所说的储能都不包括储热技术，储热型光热发电这一本身就已经拥有成熟储能技术的发电技术似乎成为了不受重视的旮旯一角。

      据CSPPLAZA数据，目前已经有大量实际应用的大规模熔盐储热系统（整个储热系统）的单位kWh投资成本约在300元/kWhth（热能），按35%的热电转化比例和一定的换热损失粗略换算为电能存储投资，其单位kWh的储电成本也不过约900元/kWh。同时，依托技术革新和相关设备材料成本的削减，这一成本仍有巨大下降空间，美国能源部SunShot计划设定的2020年储热成本目标为15美元/kWhth。

      相对的是，以目前应用较多技术较成熟的磷酸铁锂储能电池为例，其成本仍高达4000~7000元/kWh，远远高出熔盐储热技术的成本。另外，锂电池的使用寿命仍难有保证，25年的光伏电站寿命期内可能需要多次更换锂电池组，同时，废弃锂电池以及更多基于化学反应的化学电池巨大的处理成本如果被考虑在内的话，其总体成本将更加惊人，如果不予处理，其对环境带来的污染将不可想象。

      无论是从经济性还是环保、寿命等角度考量，储热都是值得优先发展的储能技术，储热型光热发电是应给予大力推动的新能源技术。因此，在考虑对储电进行电价补贴的时候，应将储热纳入其中。

      储热型光热发电的电价构成

      南非对可调绿色电力给予更高的电价支持，我们可以将之理解为这种电价由“基础电价”和“可调增益补贴”两方面构成。

      对于无明确电价支持框架的市场，在为项目争取电价的时候，我们可以分拆电价构成，这样对政府或电力承购方来说可能会更具说服力。

      以美国新月沙丘光热电站13.5美分/kWh（该电价是在投资补贴和优惠贷款支持下形成的电价）的承购电价为例，我们可以将其中的10美分作为可以与光伏发电相竞争的发电基础价格构成列出，另外3.5美分则作为其对电力系统带来的增益或调峰电价来予以强调。

      比如说，对于某一光热电站，可在PPA协议中约定在高峰时间段稳定输出多少电能，如果达到要求，则给予更高的可调电价，如果没有，电站方则需要支付罚款或补偿金。这样，对光热发电项目开发商而言，你就需要设法提高高峰期的供电能力。

      SolarReserve公司CEOKevinSmith曾以上述新月沙丘光热电站为例表示，“我们可以使该电站的容量因子保持在90%~95%左右，电力承购商NVEnergy希望我们能在电力需求高峰时供应更多电能，我们有能力最大程度上满足这一要求。”该电站的总储电规模为1100MWh。

      SolarReserve的新月沙丘电站让NVEnergy有更多可行的选择来调节其购电需求曲线，满足其高峰电力期的需求，当地的高峰电力需求时间段因季节不同而有所不同，但基本上是在中午12点~晚上24点这一期间，这期间每年对新月沙丘电站的电力需求量为50万MWh。在该项目的PPA中，也对其高峰期供电能力进行了强调和约束。

      在SolarReserve最开始为其新月沙丘光热电站争取PPA协议之时，其就建议采取这种模式。这种设想来自于美国传统的电力收购协议，在创办SolarReserve之前，Smith曾参与过几个燃气发电项目的PPA协议谈判，他借鉴了这种经验。

      他进一步解释称，“一般而言，传统的能源市场的电力供应协议包括能源电价和容量费用，需要保证其在高峰用电需求时间段内提供一定比例的供电能力，如果没有实现，电力承购方就不需或少支付容量电价，相当于对违反PPA协议的一种处罚。”

      这种处罚的额度基于一定的可用率百分比，一般公共事业单位需要其保证95%的可用率，如果可用率仅仅在80%，则电力承购方仅需支付80%的容量电价。有时候对供电的实际运行表现也会设置额外的惩罚方案。但当电网中的电量过多时，他们同时也会被要求暂时性停止运行，电力承购方会对项目停止运行时带来的损失给予一定的补贴。

      实际上，Abengoa的Solana光热发电项目以及新月沙丘光热电站的PPA协议都对其如何适应每天变化的电力需求进行了设定，在PPA约定的运行机制下，项目能够最大限度地发挥其存储的价值并使电力系统获得增益。