青海政策支持光热规模化发展 全国可再生能源装机突破13亿千瓦

近年来,我国锚定“双碳”目标,统筹能源安全供应和绿色低碳发展,持续推进大型风电光伏基地、重大水电项目和抽水蓄能建设,可再生能源发展实现了新突破。

青海政策支持光热规模化发展

近日,青海省能源局、国家能源局西北监管局、青海省发改委、青海省自然资源厅和青海省林草局联合发布《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》(以下简称《通知》),从竞争配置、电价支持、参与市场等多个层面对光热发电给予支持。

数据显示，截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。1-6月，全国新投运新型储能装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

据介绍，上半年，全国可再生能源新增装机1.09万千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。具体来看，上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦;全国光伏新增并网容量7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国风电、光伏发电累计装机容量分别达3.89亿千瓦、4.7亿千瓦。

发电量方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

国家能源局发展规划司副司长董万成表示，今年上半年，全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%。其中，新能源完成投资占比接近四成。甘肃、新疆、山西、湖北、云南、广东等地集中式光伏项目建设提速，完成投资额均超过100亿元;山东、河南、浙江加大城镇和乡村分布式光伏布局建设力度，完成投资额均超过120亿元。此外，综合能源、新型储能、充电基础设施等新业态投资持续扩大。

国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，从投资规模来看，按当前市场价格测算，上半年新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

目前，国家能源局已将新型储能项目运行调度、市场交易等情况纳入电力领域重点监管内容，下一步将研究起草相关文件，以市场化机制调动虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。

太阳能光热发电是新能源利用的一个重要方向。主要形式有槽式、塔式，碟式(盘式)三种系统。光热发电最大的优势在于电力输出平稳，可做基础电力、可做调峰;另外其成熟可靠的储能(储热)配置可以在夜间持续发电。

2023光热发电规模化发展项目建设分析

国家能源局发布了《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

光热发电乘风而起，规模化爆发在即。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟测算，截至2022年底，全球太阳能热发电累计装机容量约7050MW，我国太阳能热发电累计装机容量588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比8.3%。若“十四五”期间每年新增开工300万千瓦，单年新增规模将为光热已建装机总量的5倍，是2022年单年新增装机的60倍。

目前第一、二批风光大基地项目明确了约150万千瓦光热项目，政策要求尽快落地一批光热发电项目。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟梳理统计，目前已公布的待建/在建光热发电项目尚有29个，总装机容量约330万千瓦，预计将在2023/2024年投产。在此政策背景下，已批光热项目建设进程预期提速。

另一方面，政策提出，要优化光热电站单机规模和镜储等配置，原则上每10万千瓦电站的镜场面积不应少于80万平方米。同时提出请电网公司对配置光热发电的基地项目在并网和调度方面给予优先支持。鼓励有条件的省份和地区尽快研究出台财政、价格、土地等支持光热发电规模化发展的配套政策。通过优化配套政策，弥补光热发电经济性优势不足，引导行业良性可持续发展。

此外，光热发电兼具储能调峰，与风光优势互补，在新型电力系统中具备发展必要性。光热发电具备响应快速性和同步支撑性，具备参与电网有功频率调节、无功电压控制、低频振荡抑制等方面的能力，不仅可以实现不间断运行独立发电，同时又可作为大规模长时储能，发挥调峰和系统支持作用，在新型电力系统建设中具备发展的必要性。

根据中研普华研究院《2023-2028年中国太阳能光热发电行业市场运行环境分析及供需预测报告》显示：

光热发电作为两种太阳能发电技术之一，受制于投资成本高，缺乏有效政策接续等问题，过去在新能源占比中明显低于风电、光伏项目。但是，最近，光热发电凭借兼具调峰电源和储能的双重功能的优势，在政策加持下，正迎来新的发展机遇。

光热储能，越来越成为一项极具发展前景的调峰型储能。

青海中控德令哈10MW熔盐塔式光热电站，于2013年7月并网发电，是中国首座并网发电的光热电站，也是全球第三座在运行的规模化储能光热电站。经多年稳定运行，该电站2018年实际发电量已达设计值的96.75%，为全球同类项目中发电量达成率最高。

《实施方案》提出，鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。光热发电最小技术出力可达到额定功率的15%—20%，出力响应速度堪比燃气发电，具备频繁启停的能力。

此外，光热发电还可提供转动惯量，且具备成本低、安全性高的长时储热系统。借助于光热发电以上诸多优异的调节能力，光热发电与风电、光伏等新能源融合发展可成为新能源开发利用的重要模式。

在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型新能源基地，光热发电可作为调峰电源与风电、光伏打捆，探索通过规模化的储热发电代替火电和电储能，实现支撑高比例新能源的外送。

光热发电百兆瓦投资约 25-30 亿元，度电成本约 0.9-1.0 元/千瓦时，是目前风光发电项目的 3-5 倍。

在前期电价补贴退坡后，新建项目 IRR 经济性较差，但光热发电的优势主要在于可持续进行电力输出，且光热发电可储可调，能与风电光伏形成优势互补。

在目前各地政府积极鼓励大容量、长时段的储能配套的政策坏境下，光热储能有望迎来快速增长期。

截至2022 年底，我国光热发电累计装机 588MW，在建项目 3.4GW，预计 23/24 年底前投运 1.3/2.0GW。

当前，青海、甘肃、吉林、新疆、西藏在建新能源项目中光热加权配置比约为 13%，按 25 年西北、华北、东北地区共 8 个省份光伏发电项目光热配建比 15%的中性假设，天风证券预计，2025 年光热项目新增装机有望达到 6.0GW。据西部证券等机构测算，到2030年，国内新增装机总规模将达到可达13GW。

一方面，新疆、青海陆续发布第二批新能源项目清单，其中光热项目规模分别达到1350MW、400MW，占比均达到 20%以上。同时，新疆发改委提出鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

另一方面，截至 2022 年10月15 日，我国正处于前期准备/可研/备案阶段的光热项目合计装机规模达到2300MW，招投标项目规模 1005MW，在建项目规模 2695MW，在建规模为已投运规模的4.6 倍。

《2023-2028年中国太阳能光热发电行业市场运行环境分析及供需预测报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。