确定光热发电发展之策已是当务之急丨电规总院聚焦“十四五”规划⑥-第2页-北极星火力发电网

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三、光热发电的作用和发展定位

1.提升跨区域输电的可再生能源比重

结合我国西电东送战略，在西北的电力外送通道送出端规划一定比例的光热发电机组，通过配置12小时及以上的储热系统，可替代燃煤机组为系统提供稳定的电力供应，可显著提升输电通道的可再生能源电力比重，与配置光伏+电池储能电站相比，具有更好的可靠性和经济性。与此同时，光热发电作为同步发电机电源，可为系统提供转动惯量和必要的频率、电压响应，为系统的稳定运行提供技术保障。

2.满足电力系统调峰的迫切需求

与燃煤发电机组相比，光热发电机组具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具有更好的调节性能。

在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间。晚高峰时段，通过储热系统发电，满足电网晚高峰负荷需求。电网夜间进入低谷负荷期间，光热发电机组可以停机，给风电让出发电空间。因此，通过调峰运行，光热发电可增强电力系统消纳可再生能源电力的能力，减少弃风、弃光造成的电力损失。

3.消纳燃煤发电装备制造业过剩产能

近年来，我国煤电全产业链面临产能过剩局面，“十四五”期间预计煤电新增装机容量有限，而国内哈尔滨电气、东方电气和上海电气等主机厂及为燃煤电厂配套的辅助设备和材料厂商，每年的产能在1亿千瓦以上，煤电装机断崖式下滑，国内电力装备制造业面临巨大产能过剩压力。

光热发电的吸热器、换热器、汽轮发电机组及其辅机等设备制造技术与传统火力发电行业差异不大，国内相关企业已经开发了用于光热发电的设备，第一批光热发电示范项目中使用的设备、材料国产化率超过90%。这些设备和材料，均来源于我国的煤电产业链中的过剩产能企业，光热发电项目有效带动了燃煤发电装备制造业过剩产能的转型。

4.提高我国机电装备国际市场占有率

长期以来，我国与“一带一路”沿线国家在电力方面的合作以煤电为主，近几年每年出口燃煤机组容量600～1000万千瓦。为了减缓全球气候变暖，控制温室气体排放已成为国际共识。随着各国对碳减排力度的加大，大力推动可再生能源发电成为发展趋势，我国出口海外的燃煤发电装备和工程也将随之减少。

在北非及中东地区、非洲南部、澳洲、北美洲西南部、南美洲中南部等地区拥有丰富的太阳能直接辐射资源和未利用土地资源，随着光热发电在高比例可再生能源发电系统中作用的凸显，上述地区国家对光热发电愈加青睐，工程项目也将日趋增多。

“十四五”期间保持我国一定的光热发电新增装机规模，促进我国光热发电产业的技术进步和边际成本下降，可以进一步提升国内光热发电技术开发、设备制造、工程设计和施工安装的国际竞争力，有利于扩大国内机电装备在国际市场上的份额，为“一带一路”倡议的实施提供强有力的支持，为全球能源转型做出贡献。

四、关于光热发电的几点建议

1.发展区域

我国甘肃西部、新疆东部、青海西北部和内蒙西部等地区具有丰富的太阳能和风能资源，自2006年以来，风电、光伏等新能源发电迅猛增长，但与之相伴而生的是弃风、弃光等问题日益突出。为实施西电东送战略，国家规划建设了多条特高压电力外送通道（如：酒泉至湖南的祁韶线、哈密至郑州的哈郑线、上海庙至山东的特高压直流输电线路、青海至河南的特高压直流输电线路等），由于当前全国煤电机组过剩，导致送出端的部分煤电机组缓建，致使外送通道送电功率未达到设计能力，同时由于调峰电源的不足，影响了可再生能源电力的外送。

光热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式，完全可以替代燃煤发电机组，在输电通道中发挥稳定功率、灵活调节的作用。因此，建议在电力外送通道的送出端，有序开展光热发电机组的建设，以光热发电机组替代燃煤机组，可显著提高可再生能源的输送比重。

2.发展规模

为充分发挥光热发电技术优势，促进新能源消纳，助力国家能源转型目标的实现，同时又能促进光热发电产业链持续健康发展，到2025年底,光热发电累计装机容量力争达到6.3GW。其中，青海海西州和海南州2GW，甘肃酒泉、张掖、金昌和武威地区2GW、新疆哈密地区2GW、内蒙古阿拉善盟和巴彦淖尔0.3GW。

3.项目用地政策

尽管光热发电项目使用的土地是沙漠、戈壁等国有未利用土地，但是根据目前光热发电项目的实施情况，一些项目的用地费用在发电成本中约占5.72%，与其他国家的光热发电项目用地费用为零相比，提高了上网电价约0.075元/kWh。为降低光热发电的用地成本，建议采取以下措施：

（1）建议给予光热发电项目永久性设施用地及临时用地优惠政策以及土地税减免政策。

（2）对塔式光热发电项目镜场用地减免水土保持补偿费或仅按照定日镜基础面积征收。

4.融资优惠政策

由于光热发电项目投资高，贷款数额大，贷款利率对光热发电成本的影响不容忽略。目前我国商业银行提供光热发电项目的贷款利率在5%左右，融资费用在发电成本中占比超过20%，与我国商业银行为海外项目提供的贷款利率2%相比，上网电价提高约0.14元/kWh。因此，建议政府主管部门出台政策，对“十四五”期间开工建设的光热发电项目，由国家政策性银行提供优惠贷款，以降低光热发电项目融资成本。

5.税收优惠政策

按照目前的企业所得税政策，所得税和城建税及教育费附加在光热发电不含税电价中的占比约10.16%，如果能够对“十四五”期间开工建设的光热发电企业给予所得税减半征收的优惠政策，则上网电价可降低0.02元/kWh。

按照目前增值税政策，如果能够对“十四五”期间开工建设的光热发电项目给予增值税即征即退50%的优惠政策，电价可降低约0.03元/kWh。

6.上网电价政策

由于目前我国的光热发电总装机规模小，产业链处于初期发展阶段，边际成本较高，在没有电价政策支持的情况下，产业链难以维持，更谈不上发展壮大，发电成本也无法降低。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）明确：新增光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，毫无疑问，这将给我国光热发电产业链的生存和发展带来非常不利的影响，必须设法解决。

目前我国电源的上网电价形成机制是按照电源投资的基准收益率确定上网电价，这种定价方式并没有体现电力品质的优劣，也没有反应市场的需求。而在电力市场上，无论是电网公司还是电力用户都需要稳定可靠、调节灵活的电力供应。随着我国风电和光伏在系统中的占比增大，这一矛盾将更加突出，参与调峰的燃煤机组均出现亏损。为了解决这一问题，近半数省份已出台了峰谷分时销售电价政策，有效调节了电力供需矛盾，遗憾的是这个有效的市场调节手段并没有向电源侧传导。

建议在“十四五”期间，首先在西部地区电力外送通道的电源侧，研究实施以受电地区电网峰谷分时段销售电价为基础、扣除电网的投资运营成本、倒推至电源侧的上网电价形成机制，使上网电价能够充分体现电力品质和市场需求。若实施这样的上网电价形成机制，并将峰谷分时上网电价在长期购电协议中固定下来，光热发电完全可以将发电量集中在高峰和平峰时段，即满足了电力系统的调峰需求，也使投资者能够得到合理的投资回报。

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