CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)報道：國家主席習(xí)近平近日宣布，我國第一批裝機約1億千瓦的大型風(fēng)電光伏基地項目已于近期有序開工。

這其中就包括，在青海、甘肅和吉林，配置101萬千瓦光熱發(fā)電裝機的10個風(fēng)光熱互補新能源項目。

光熱發(fā)電市場由此將迎來新一波發(fā)展熱潮，相較于此前開發(fā)的若干個光熱發(fā)電項目，這批項目意味著光熱首次脫離電價補貼，開啟市場化。

政治意義重大

雙碳目標指引下，今年以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局確定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地項目規(guī)模約1億千瓦，主要分布在內(nèi)蒙古、青海、甘肅、寧夏、陜西、新疆6省（區(qū)）和新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團等。

10月中下旬，內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏、吉林等省區(qū)集中組織項目開工，拉開第一批裝機容量約1億千瓦項目的開工序幕，以實際行動向世界展現(xiàn)我國實現(xiàn)“3060目標”的決心，這才有了習(xí)近平主席在本文開頭向世界的宣告。

在實現(xiàn)雙碳目標的國家意志下，這是一批帶有強烈政治意義的新能源項目。當(dāng)下，能源領(lǐng)域的諸多國企都背負著新能源的裝機和減碳指標，對于這批項目的開發(fā)商，在考慮項目的經(jīng)濟收益之前，更需要優(yōu)先考慮的是如何按時完成項目。從這個層面來看，這批項目是靠譜的，不會再出現(xiàn)此前光熱歷史上屢屢上演的圍而不建的現(xiàn)象。

明確光熱定位

在規(guī)劃和定位上，這批項目和國家首批光熱發(fā)電示范項目的最大不同點是，本輪項目采用風(fēng)光熱儲互補的方式開發(fā)，對光熱項目的定位是作為大基地項目的靈活調(diào)節(jié)電源。

國務(wù)院最近發(fā)布的《2030年前碳達峰行動方案》指出，積極發(fā)展太陽能光熱發(fā)電，推動建立光熱發(fā)電與光伏發(fā)電、風(fēng)電互補調(diào)節(jié)的風(fēng)光熱綜合可再生能源發(fā)電基地。這是對未來光熱發(fā)電發(fā)展定位的頂層設(shè)計。由此，風(fēng)光熱儲互補的項目開發(fā)模式將在未來較長一段時間內(nèi)成為主流。

市場化下的經(jīng)濟性

國家首批光熱發(fā)電示范項目的經(jīng)濟性很大程度上取決于光熱電價補貼政策，而本輪項目是脫離國家電價補貼之后的市場化項目，項目的經(jīng)濟性將更大程度上取決于項目的技術(shù)和管理水平。

但在不同地區(qū)，上網(wǎng)電價的差別依然存在。

據(jù)CSPPLAZA了解，青海的青豫直流二期項目中的風(fēng)電光伏上網(wǎng)電價為0.2277元/kWh，光熱上網(wǎng)電價執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準價0.3247元/kWh（上表1-4）。

吉林白城魯固直流外送項目的上網(wǎng)電價統(tǒng)一為0.3085元/kWh（上表9-10）。

甘肅四個項目的上網(wǎng)電價則統(tǒng)一為執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準價0.3078元/kWh（上表5-8）。

風(fēng)光熱互補項目的整體經(jīng)濟性要達到最優(yōu)，需要在上網(wǎng)電價的基礎(chǔ)上，在確保調(diào)節(jié)能力的前提下，設(shè)計合適的光熱配比，用風(fēng)電和光伏的低價去平衡光熱的高價，最終在實現(xiàn)整體打捆上網(wǎng)的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)經(jīng)濟效益的最優(yōu)解。

本批項目的風(fēng)光裝機:光熱裝機配比中，青海的配比為9:1~10:1，而甘肅和白城項目光熱的裝機配比為6:1，相對要高出青海不少，其中一個主要原因即是因為青海省0.2277的風(fēng)電光伏上網(wǎng)電價太低，使其沒有充足的空間去補貼光熱。

單從上網(wǎng)電價來看，青海的綜合電價最低。但影響整體項目經(jīng)濟性的客觀因素還有很多，如輻照資源、風(fēng)資源、發(fā)電小時數(shù)等等。青海、甘肅、吉林三地的相關(guān)資源條件就存在較大差異。

本輪項目是我國第一批完全不依賴補貼的市場化新能源大基地項目，各項目的預(yù)估內(nèi)部收益率普遍較低，大概在5%~7%之間。CSPPLAZA從多個項目開發(fā)商處獲悉，在雙碳目標下，今年對國企投資開發(fā)新能源發(fā)電項目的內(nèi)部收益率要求已從此前的8%大幅下調(diào)。

上述5%~7%的收益率還是在國企極低的融資利率前提下才能做到的，而這也是本輪項目幾乎全部由國資主導(dǎo)開發(fā)，民企開發(fā)商普遍缺席的一大原因：民企的融資成本太高，做這些市場化項目很難有經(jīng)濟性。

光熱需證明光熱

國務(wù)院《2030年前碳達峰行動方案》再次明確，到2030年，我國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量要達到12億千瓦以上。

截至2021年8月底，我國風(fēng)電裝機3.0億千瓦、太陽能發(fā)電裝機2.8億千瓦，距離12億千瓦還有6.2億千瓦差額，這意味著在未來9年，每年新增風(fēng)光裝機將在7000萬千瓦左右。

截至目前，在今年已知的超5000萬千瓦風(fēng)光大基地項目中，光熱發(fā)電的裝機占了101萬千瓦，未來，陸續(xù)還有更多風(fēng)光大基地項目上馬，光熱發(fā)電還能占據(jù)多少裝機份額？

這是光熱的機遇，更是挑戰(zhàn)。在國家首批光熱示范項目的進程中，土地、融資、電價等諸多客觀因素掣肘了項目開發(fā)進度，這是事實，而在這一批新的項目中，這些客觀影響因素都已不復(fù)存在，光熱的成敗將完全取決于光熱自身。

決定行業(yè)未來的權(quán)柄第一次真正地落在了我們自己手中，光熱產(chǎn)業(yè)鏈的同仁們，積極行動起來，全力做好這一批項目，證明自己，證明光熱，證明給風(fēng)電光伏項目的投資開發(fā)商！然后，未來幾年，更多的光熱項目將紛至沓來。