清潔無污染的光熱發(fā)電借助儲熱系統(tǒng),可以實現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰和24小時穩(wěn)定連續(xù)發(fā)電,有利于緩解現(xiàn)階段“棄風(fēng)棄光”現(xiàn)象。國家能源局于2016年9月啟動首批20個光熱發(fā)電示范項目,規(guī)定示范電價1.15元/kWh,并在當(dāng)年12月印發(fā)的《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中明確2020年建成500萬千瓦太陽能熱發(fā)電裝機的目標(biāo),開啟了我國光熱發(fā)電規(guī)?;蜕虡I(yè)化的發(fā)展進程,對于推動我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、保障能源戰(zhàn)略安全、改善生態(tài)環(huán)境具有十分重要的意義。
目前,首批示范項目陸續(xù)進入建設(shè)階段。但從項目推進情況來看,由于受到國內(nèi)技術(shù)儲備不成熟、融資困難等方面的影響,仍有超過一半的示范項目并未實質(zhì)性動工建設(shè)。
與歐美、中東、北非等光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展成熟地區(qū)比較,我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展的初級階段,亟需更多的政策扶持和金融支持。
①啟動首批光熱發(fā)電示范項目電價延期聯(lián)動機制。
首批20個光熱發(fā)電示范項目的標(biāo)桿上網(wǎng)電價為1.15元/kWh(含稅),該電價僅適用于在2018年底前建成投產(chǎn)的示范項目(國能新能[2016]223號)。但截至2017年12月中旬,已開展實際招投標(biāo)并完成融資進入建設(shè)階段的不到10個。
按照西部地區(qū)單個光熱發(fā)電項目平均需要18個月工期,大部分示范項目在2018年底前無法并網(wǎng),即存在并網(wǎng)時的電價不確定性,由此導(dǎo)致企業(yè)投資決策與融資更加困難。
建議
盡快出臺針對首批光熱發(fā)電示范項目延期并網(wǎng)的電價機制。
1.15元/kWh的示范電價有效期延后一年,即在2019年12月31日前并網(wǎng)的該批項目仍給予首批示范電價。
②啟動第二批光熱發(fā)電示范項目申報工作,“十三五”期間電價政策保持穩(wěn)定。
啟動剩余4GW項目的申報篩選工作。由于光熱發(fā)電上下游產(chǎn)業(yè)鏈較長,仍然需要經(jīng)歷一個較長的市場培育過程。
建議
“十三五”期間電價政策保持穩(wěn)定。
③盡快落實光熱發(fā)電項目財政稅收、綠色信貸等支持政策,出臺用地指導(dǎo)意見。
建議
盡快將光熱發(fā)電增補到光伏、風(fēng)電等新能源行業(yè)優(yōu)惠政策體系中,加快出臺綠色信貸政策支持光熱產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。出臺關(guān)于光熱電站的用地指導(dǎo)政策,同意光熱電站用地在未硬化、未改變土地原貌的用地區(qū)域采取無償劃撥或租賃形式取得;
水土保持費用按實際擾動面積計量;免征草原補償費;取消灘涂、戈壁、荒漠的土地管理稅費,其他地類統(tǒng)一指導(dǎo)土地管理稅費價格,按最低價且不超過每平米1元錢的征收標(biāo)準執(zhí)行。
④制定光熱發(fā)電行業(yè)標(biāo)準,建立健全監(jiān)管體系。
建議
盡快建立符合我國國情的太陽能光熱資源開發(fā)的標(biāo)準和規(guī)范。認真評估太陽能光熱資源開發(fā)全產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀、能力、儲備、品質(zhì)、裝備等,制定切實可行的產(chǎn)業(yè)鏈系統(tǒng)協(xié)同發(fā)展機制及指導(dǎo)方向,推動光熱發(fā)電技術(shù)不斷進步,最終實現(xiàn)發(fā)電成本大幅下降。
⑤明確定位光熱電站對燃氣電站的調(diào)峰功能替代,置換燃氣用于工業(yè)供熱與民用采暖領(lǐng)域。
當(dāng)前,部分地區(qū)“煤改氣”和“煤改電”的實施雖然暫緩了“霧霾”天氣的影響,但是高額政府補貼和我國天然氣資源緊缺限制,造成這兩種供暖方式不具有可持續(xù)性。
光熱發(fā)電有自帶儲能優(yōu)勢,具備承擔(dān)類似燃氣電站的快速啟動調(diào)峰能力,且隨著技術(shù)進步與產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展,其成本與天然氣發(fā)電成本的差距在逐漸縮小。
建議
明確光熱發(fā)電對燃氣電站的調(diào)峰功能替代作用,加快大規(guī)模發(fā)展光熱發(fā)電;配套政策扶持光熱發(fā)電技術(shù)在中高溫應(yīng)用領(lǐng)域的技術(shù)創(chuàng)新和裝備制造,推廣光熱發(fā)電技術(shù)應(yīng)用于工業(yè)供熱與民用采暖領(lǐng)域。
目前,首批示范項目陸續(xù)進入建設(shè)階段。但從項目推進情況來看,由于受到國內(nèi)技術(shù)儲備不成熟、融資困難等方面的影響,仍有超過一半的示范項目并未實質(zhì)性動工建設(shè)。
與歐美、中東、北非等光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展成熟地區(qū)比較,我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展的初級階段,亟需更多的政策扶持和金融支持。
①啟動首批光熱發(fā)電示范項目電價延期聯(lián)動機制。
首批20個光熱發(fā)電示范項目的標(biāo)桿上網(wǎng)電價為1.15元/kWh(含稅),該電價僅適用于在2018年底前建成投產(chǎn)的示范項目(國能新能[2016]223號)。但截至2017年12月中旬,已開展實際招投標(biāo)并完成融資進入建設(shè)階段的不到10個。
按照西部地區(qū)單個光熱發(fā)電項目平均需要18個月工期,大部分示范項目在2018年底前無法并網(wǎng),即存在并網(wǎng)時的電價不確定性,由此導(dǎo)致企業(yè)投資決策與融資更加困難。
建議
盡快出臺針對首批光熱發(fā)電示范項目延期并網(wǎng)的電價機制。
1.15元/kWh的示范電價有效期延后一年,即在2019年12月31日前并網(wǎng)的該批項目仍給予首批示范電價。
②啟動第二批光熱發(fā)電示范項目申報工作,“十三五”期間電價政策保持穩(wěn)定。
啟動剩余4GW項目的申報篩選工作。由于光熱發(fā)電上下游產(chǎn)業(yè)鏈較長,仍然需要經(jīng)歷一個較長的市場培育過程。
建議
“十三五”期間電價政策保持穩(wěn)定。
③盡快落實光熱發(fā)電項目財政稅收、綠色信貸等支持政策,出臺用地指導(dǎo)意見。
建議
盡快將光熱發(fā)電增補到光伏、風(fēng)電等新能源行業(yè)優(yōu)惠政策體系中,加快出臺綠色信貸政策支持光熱產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。出臺關(guān)于光熱電站的用地指導(dǎo)政策,同意光熱電站用地在未硬化、未改變土地原貌的用地區(qū)域采取無償劃撥或租賃形式取得;
水土保持費用按實際擾動面積計量;免征草原補償費;取消灘涂、戈壁、荒漠的土地管理稅費,其他地類統(tǒng)一指導(dǎo)土地管理稅費價格,按最低價且不超過每平米1元錢的征收標(biāo)準執(zhí)行。
④制定光熱發(fā)電行業(yè)標(biāo)準,建立健全監(jiān)管體系。
建議
盡快建立符合我國國情的太陽能光熱資源開發(fā)的標(biāo)準和規(guī)范。認真評估太陽能光熱資源開發(fā)全產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀、能力、儲備、品質(zhì)、裝備等,制定切實可行的產(chǎn)業(yè)鏈系統(tǒng)協(xié)同發(fā)展機制及指導(dǎo)方向,推動光熱發(fā)電技術(shù)不斷進步,最終實現(xiàn)發(fā)電成本大幅下降。
⑤明確定位光熱電站對燃氣電站的調(diào)峰功能替代,置換燃氣用于工業(yè)供熱與民用采暖領(lǐng)域。
當(dāng)前,部分地區(qū)“煤改氣”和“煤改電”的實施雖然暫緩了“霧霾”天氣的影響,但是高額政府補貼和我國天然氣資源緊缺限制,造成這兩種供暖方式不具有可持續(xù)性。
光熱發(fā)電有自帶儲能優(yōu)勢,具備承擔(dān)類似燃氣電站的快速啟動調(diào)峰能力,且隨著技術(shù)進步與產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展,其成本與天然氣發(fā)電成本的差距在逐漸縮小。
建議
明確光熱發(fā)電對燃氣電站的調(diào)峰功能替代作用,加快大規(guī)模發(fā)展光熱發(fā)電;配套政策扶持光熱發(fā)電技術(shù)在中高溫應(yīng)用領(lǐng)域的技術(shù)創(chuàng)新和裝備制造,推廣光熱發(fā)電技術(shù)應(yīng)用于工業(yè)供熱與民用采暖領(lǐng)域。