光热产业迎来发展新机遇 专家建议进一步完善电价机制
记者苏南报道：近期，甘肃省明确提出光热发电装机量由2020年的16万千瓦增长至2025年的100万千瓦，年均增长44.27%的目标。实际上，伴随一批风光热互补新能源项目陆续启动建设，我国光热行业迎来了新的发展机遇。
在受访人士看来，我国光热行业有市场、有需求、有技术、有装备，但“缺政策”，现有电价政策难以体现出光热项目的价值。为理顺光热发电电价机制，今年2月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出“完善支持太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制”。
长期以来，我国电源上网电价形成机制基本上是按照不同种类电源的投资基准收益率确定，这一机制的出发点是保障投资者的合理收益。“这种电价形成机制没有反映供求关系，也没有体现市场竞争。因此，对电源上网电价形成机制进行市场化改革是非常必要和迫切的。”电力规划设计总院高级顾问、中国电机工程学会太阳能热发电专委会副主任委员兼秘书长孙锐接受记者采访时表示。
记者梳理信息了解到，2020年初，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确：2021年12月31日以后新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围。国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确自2021年起，新核准的光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
孙锐表示，由于光热发电在我国起步较晚，整个产业处于初级发展阶段，边际成本较高，发电成本远高于当地的燃煤发电。另外，光热发电项目均位于我国西部地区，地方政府财力有限。“目前电网公司只支付当地燃煤发电基准电价部分，致使光热发电项目的发电成本无法向后端传导，投资方无法实现投资回报，制约了光热发电行业的发展。”
目前，我国在售电侧已经开展了市场化改革，大部分省份出台了峰谷分时电价，减少了电力负荷的峰谷差，提高了电力系统的设备利用率，降低了电力系统成本。“如果将这种定价模式向电源上网侧传导，使电源的上网电价与售电侧联动，具有灵活调节功能电源的价值可以在电价中得以体现，电源参与调峰的积极性也将提高，储热型光热发电项目将会得到合理的经济回报。”孙锐表示。
储热型光热电站内的系统配置对机组的年发电量和灵活调节功能会产生重大影响，也就是说，相同容量的光热发电机组由于系统配置不同，年发电量和灵活调节功能差别很大，工程投资和发电成本的差异也很大。“在组织光热发电项目开发商招标前，要对拟招标项目机组在电力系统中必须具备的功能进行深入研究，提出详细的技术要求。”孙锐直言，通过市场化确定的上网电价，应该列入长期购电合同中，并向后端进行传导。由于能源转型带来的用电成本上涨，地方政府可以根据电力用户的类别和自身的财力，对需要给予补贴的用户进行补贴，也可以申请国家的可再生能源资金给予部分支持。
业内人士认为，光热发电集发电和储能为一体，电力输出稳定可靠，是新型电力系统不可或缺的灵活调节电源。“十四五”期间需要保持光热产业足够的市场规模，为后续发展提供基本条件。在特高压外送、多能互补基地建设中，配置一定规模的光热发电项目，既可以利用光热发电的灵活调节功能，还能提高可再生能源电力的占比。
中电联标准化管理中心主任汪毅对记者表示：“塔式、槽氏光热项目前景广阔，可规模化、模块化建设，将有效降低成本。”在浙江可胜技术股份有限公司董事长兼总工程师金建祥看来，考虑到光热发电成本仍旧较高，建议在沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地中持续安排一定容量的光热发电，平滑风电光伏发电出力，提供调峰服务，实现风电、光伏、光热、水电等多种可再生能源互补。
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