CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)報道：電價政策是深度影響光熱發(fā)電市場發(fā)展的關(guān)鍵要素，從2011年首個光熱發(fā)電特許權(quán)招標項目的0.9399元/kWh至今，光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價都經(jīng)歷了哪些演變歷程？未來，光熱發(fā)電的電價政策又將走向哪里？

1、中國首個特許權(quán)光熱發(fā)電項目（中標價0.9399元/kWh）

經(jīng)過長達7年的前期準備，2010年10月，國家發(fā)改委正式啟動對中國首個特許權(quán)光熱發(fā)電項目內(nèi)蒙古鄂爾多斯項目的招標工作。

國家發(fā)改委在該項目的招標中加設(shè)了一條“特別條款”——投標電價不得高于國家已核準的光伏電價。2010年12月，已購買標書的意向投標企業(yè)又接到一份書面補充通知，明確規(guī)定競標電價不得高于1.15元/千瓦時，否則將被廢標。

在此條款的限制下，最終投標的僅國電電力、大唐新能源和中廣核太陽能三家企業(yè)，2011年1月24日，大唐新能源以驚人的0.9399元/kWh的“地獄價”中標該項目。

大唐新能源在此后的很長時間內(nèi)，嘗試啟動該項目，但囿于技術(shù)和經(jīng)驗的欠缺，超低電價導致的項目投資不可行，大唐新能源舉棋難定，最終導致該項目流產(chǎn)。

2、我國首個光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價（1.2元/kWh）

2013年7月5日，中控太陽能德令哈50MW塔式光熱電站一期工程（10MW）并網(wǎng)發(fā)電。2014年8月，國家發(fā)改委批復該項目上網(wǎng)電價為1.2元/kWh（含稅）。這是我國在運行光熱發(fā)電項目首次獲得正式的上網(wǎng)電價，對國內(nèi)光熱發(fā)電市場產(chǎn)生重大利好。

圖：中控德令哈10MW光熱發(fā)電示范工程

3、首批光熱示范項目標桿電價（1.15元/kWh）

2015年9月30日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)的通知》，決定組織一批太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)。

2016年9月2日，國家發(fā)展改革委正式發(fā)布《關(guān)于太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策的通知》，核定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電（含4小時以上儲熱功能）標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時1.15元（含稅）。

2016年9月14日，國家能源局正式發(fā)布了《國家能源局關(guān)于建設(shè)太陽能熱發(fā)電示范項目的通知》，共20個項目入選中國首批光熱發(fā)電示范項目名單，總裝機約1.35GW，包括9個塔式電站，7個槽式電站和4個菲涅爾電站。

中國首批商業(yè)化光熱示范大幕就此拉開，但囿于多方原因，首批入選示范名單的項目最終只有不到一半得以推動開建，且只有3個項目于2018年12月31日以前宣布投運，2019-2020年又陸續(xù)有4個項目成功投運。

表：已投運的首批光熱示范項目

2021年6月，國家發(fā)改委《關(guān)于落實好2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的函》中明確，“首批光熱發(fā)電示范項目，于2021年底前全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價繼續(xù)按每千瓦時1.15元執(zhí)行，之后并網(wǎng)的中央財政不再補貼。”

4、平價上網(wǎng)時代

2021年6月，國家發(fā)改委價格司發(fā)布《關(guān)于新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，2021年起，新核準（備案）海上風電項目、光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济喊l(fā)電基準價的，基準價以內(nèi)的部分由電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算。

但受限于土地、光資源等硬性條件約束，適合開發(fā)光熱發(fā)電項目的區(qū)域大多位于我國西部地區(qū)，地方政府財力有限，當?shù)厝济喊l(fā)電基準價以外的電價支持并不現(xiàn)實。

按照上述政策，以青海、吉林、甘肅等地的光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價為例，執(zhí)行當?shù)厝济喊l(fā)電基準價分別為0.3247元/kWh、0.3085元/kWh、0.3078元/kWh。顯然，光熱發(fā)電的成本遠高于燃煤發(fā)電基準價，單獨建設(shè)光熱電站已無經(jīng)濟可行性。

在新能源風光大基地的開發(fā)浪潮下，一批配置光熱發(fā)電系統(tǒng)的風光熱互補新能源基地項目陸續(xù)啟動建設(shè)，通過將光熱發(fā)電與光伏或風電打捆、利用風電和光伏發(fā)電的利潤空間來彌補光熱發(fā)電虧損的開發(fā)模式成為當下開發(fā)光熱發(fā)電項目的主要模式。但在此電價政策下，投資方被迫大幅削減光熱發(fā)電投資，聚光集熱系統(tǒng)規(guī)模大幅削減，最終將導致光熱發(fā)電的靈活調(diào)節(jié)功能大打折扣，不達預期。

5、未來走向哪里？

2023年4月，國家能源局發(fā)布的《關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關(guān)事項的通知》，力爭“十四五“期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右。

要實現(xiàn)年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右，需要更合理的電價政策支持?，F(xiàn)行電價政策和項目開發(fā)模式顯然無法體現(xiàn)光熱發(fā)電的技術(shù)價值。那么，應該出臺一個什么樣的電價政策？這是一個難題。

當下，要求中央財政予以電價補貼已無可能；在各地陸續(xù)推出發(fā)電側(cè)分時上網(wǎng)電價政策、全國新型儲能容量電價政策呼之欲出的大背景下，光熱發(fā)電的電量價值和容量價值如何才能得到合理反映？采用類似于煤電或抽水蓄能的兩部制電價可行嗎？還是類似于海外市場，走市場化的招標競價模式？歡迎投票，并留言發(fā)表您的看法。

注：電力規(guī)劃設(shè)計總院高級顧問孫銳是招標競價模式的支持者，以下分享一篇孫銳署名文章：《光熱發(fā)電開發(fā)模式及電價傳導機制探討》