CSPPLAZA光熱發電網報道：近日，在由中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、CSPPLAZA光熱發電平臺共同主辦、首航高科能源技術股份有限公司聯合主辦的2022中國風光熱互補新能源基地開發大會上，國家發改委能源研究所研究員時璟麗就風光新能源大基地項目開發的政策和市場展望作了主題報告。

圖：大會現場

時璟麗提到，要達到2060年非化石能源占比80%的目標，大力發展風電和太陽能發電是必由之路；從近中期來看，2030年非化石能源在一次能源消費中的占比目標從之前的20%提升到25%，水電、核電、生物質發電在2030年前額外增加的空間非常有限，所以風光和太陽能發電裝機以及電力的額外增量必須是主力。

按照風光在增量電量相等的情形測算，達到上述目標的底限是“十四五”風光新增裝機在5億千瓦左右，“十五五”在6-7億千瓦。去年風電和太陽能發電新增裝機超過了1億千瓦，今年根據各方的預期，風光的新增裝機至少在1.2億千瓦。

水電、核電、生物質發電、地熱、海洋能等低碳電力技術以及碳封存、碳捕獲等技術，目前看來，其長遠期應用規模存在不確定性，或存在一定資源的約束，或目前存在著一些壁壘，或者存在成本下降的不確定性，所以現在看比較明確未來的構建新型能源系統電源側主要靠風電和太陽能發電。

根據國家“十四五”規劃和2030遠景目標綱要，以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點建設大型風光基地是近期基地的熱點。同時需注意的是，“十四五”規劃中提出新建輸送通道中可再生能源電量占比不能低于50%，所以調峰任務不能全靠煤電，沙漠、戈壁、荒漠有太陽能和土地資源的優勢，還應該按照合適的容量、儲熱時長配比來安排一些光熱發電，尤其是光熱發電有優于煤電、接近氣電的爬坡、提供轉動慣量等特性，可與風電、光伏構成風光的基地，也可以與煤電、氣電互補運行，所以應該充分發揮光熱發電的作用。當然，也可再輔以其它儲能實現更加合理的配置。

針對風光新能源大基地的消納問題，時璟麗表示，大規模建設新能源基地的電力組合消納，在政策設計和實施方面，最主要是要促進新能源作為綠色電力的消費，并且通過政策來激發電力用戶對于綠色電力的持續增加的需求，一方面增加西部和北部地區的新能源的本地消納，另一方面也可以增加東中部對接納“三北”地區新能源電量的需求。

就行業普遍關注的項目經濟性問題，時璟麗結合當前風電、光伏和光熱發電行業的實際發展情況進行了分析，從去年年初以來，陸上風機價格持續走低，今年上半年甚至出現機頭價格每千瓦低于1500塊的情況；而光伏發電由于國內外市場的火爆，組件價格基本上已到達2020年以來的歷史最高點，考慮近期硅料產線布局量大，預計后期光伏組件的市場價格還是會反映相應的成本，這也就意味著風電和光伏發電都有大的平價上網和低價上網的空間，在這樣的空間之下，光熱發電也可以發揮長時儲熱的特征，設計好適宜的配比，使項目具有合理的收益，風光熱合起來的基地有合理的收益和經濟性，這才是集中式風電光伏光熱清潔能源基地項目長久的持續發展之道。

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時璟麗：各位參會代表，大家上午好！感謝主辦方的邀請參加此次會議。

我國風光新能源在過去十幾年實現了商業化、規模化地發展，2021年風電和太陽能發電裝機占比達到26.7%，發電量在全社會用電量中的比重達到了11.8%，同比增長了2.1%。自2020年9月我國提出碳達峰、碳中和以來，能源、電力、新能源發展的目標，邏輯，路徑，政策也都發生了根本性的變化，我國也明確了非化石能源在能源消費中的占比的近中期和長遠期目標。

現在看，要達到2060年非化石能源占比80%的目標，大力發展風電和太陽能發電是必由之路；從近中期來看，2030年非化石能源在一次能源消費中的占比目標從之前的20%提升到25%，水電、核電、生物質發電在2030年前額外增加的空間非常有限，所以風光和太陽能發電裝機及其電力的額外增量必須是主力。在我國提出碳達峰碳中和之后一年多的時間內，風光等新能源要實現躍升發展已經基本達成共識。

《“十四五”可再生能源發展規劃》中提出了相應的目標。規劃雖然沒有提出明確的風光新增裝機量，但根據幾個明確的量化目標測算，新增風電和太陽能裝機“十四五”期間至少要達到5億千瓦，2021年是“十四五”首年，風電光新增裝機超過了1億千瓦，今年根據各方的預期，風光新增裝機至少在1.2億千瓦。

水電、核電、生物質發電、地熱、海洋能等低碳電力技術以及碳封存、碳捕獲等技術，目前看來，其長遠期應用規模存在不確定性，存在或存在一定資源的約束，或目前存在著一些壁壘，或者存在成本下降的不確定性，所以現在看比較明確未來的構建新型能源系統電源側主要靠風電和太陽能發電。

以電源側高比例風光構成的新型電力系統，才能夠實現電力和能源的碳中和。下圖是我所在單位做的一個中國能源轉型展望研究結果。

這里展示了兩個情景下的電力裝機結構，總體結論是到2060年基準情景和碳中和情景下終端用能電氣化率分別可以達到55%和74%；電氣化戰略減少了煤炭和石油消費，風電和太陽能發電在電力裝機中的占比分別達到85%和89%，并且隨著光伏和風電等波動性電源滲透力的提升，電力系統的運行需要向更加靈活的方式轉變，各類的儲能，包括儲電和儲熱、車網互動、負荷轉移等靈活性資源必將發揮各自的作用。

新能源未來的發展模式、布局怎樣，去年頒布的三個重要的國家文件已經給出了很清晰的答案。三個文件的表述，對于風電、光伏和光熱發展的表述略有不同，但是總體上三個文件都提出要集中式和分布式并舉發展新能源，這是近、中、長遠期一致的方向。

具體怎么做？政策保障如何？今年5月底和6月初，國家正式對社會公布了兩個重要文件，一個是《“十四五”可再生能源發展規劃》，6月1號正式對外發布，規劃首次由九部委聯合發布，也從一個側面說明新能源和可再生能源成為增量的主體，涉及的部門越來越多，也需要政策的合力協同。另外一個文件5月底正式發布的《促進新時代新能源高質量發展實施方案》，這是國字頭的文件，制定過程中會簽了15個部門，包含7大項21條內容，文件的名字雖然是新能源，但重點是圍繞著新能源電力，尤其圍繞著風電和太陽能發電來展開，著眼于未來5-10年新能源發展，針對難點，痛點和堵點，重點解決新能源“立”的問題。

難點，痛點和堵點到底是什么？文件官方解讀非常明確地指出，一是新能源消納，二是破解土地的制約，再是建立消費綠色電力、能源的市場的良好環境。具體與新能源大基地相關的內容，在“實施方案”中有幾點提得很明確，要加快沙漠、戈壁、荒漠地區大型風光基地項目的建設，以周邊清潔、高效、先進、節能的煤電為支撐，以穩定、安全、高效、可靠的特高壓輸變電線路為載體，按照推動煤炭和新能源優化組合的要求，鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性的聯營。此外還提出支持在沙漠化，荒漠化的土地以及采礦沉陷區開展具有生態環境保護和修復效益的新能源項目；鼓勵“風光漁”融合發展，切實提高風電、光伏發電項目海域資源利用效率，建立自然資源、生態環境能源協同的機制。

“十四五”可再生能源要實現大規模、高比例、市場化和高質量發展，風電和太陽能都要實現躍升發展。在《“十四五”可再生能源發展規劃》中提出了幾個50%量化的目標，其中有5個都是跟新能源電力直接相關的，大型風光多能互補的清潔能源基地是實現規劃量化目標的重要保障。

去年3月兩會發布的《國民經濟和社會發展第十四個五年計劃和2035年遠景目標綱要》提出，要建設現代能源體系建設工程，第一個就是大型清潔能源基地，從下圖可以看出基地的位置以及可再生能源技術類型。

在基地布局上，《“十四五”可再生能源發展規劃》與國家大規劃完全一致，細化提出了七大陸上風光新能源基地、兩個西南水風光基地以及若干個東部海上風電基地，明確了重點以及建設規模；此外，今年6月份，山東還開展了海上光伏基地競爭配置，鼓勵海上風光同場建設。陸上大型新能源基地中，《“十四五”可再生能源發展規劃》提出要在青海、甘肅、新疆、內蒙、吉林等資源優勢區域發揮光熱儲能的調節和系統支撐能力，建設長時儲熱型的光熱發電，推動光熱與風電光伏一體化的運營，提升新能源發電的穩定性和可靠性。

以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點建設大型風光基地是近期基地的熱點，去年四季度，國家能源局安排了第一批基地，涉及了風電、光伏發電，光熱發電三種技術，裝機9705萬千瓦，目前幾乎所有基地已開工。第二批基地清單已下發，啟動了前期工作和開展建設。總體布局方面今年3月份國家發改委何主任在兩會上回答記者的提問時提出到2030年還要在沙漠、戈壁、荒漠規劃建設4.5億千瓦左右的大型風光基地。基地運行方式方面，不論是從技術運行角度，還是從經濟的合理性角度，需要有這樣一個認識：即風光通過特高壓跨省跨區外送，單純送風電和光伏發電等波動性電源至少在近中期是不可行的，這就是為什么許多政策文件，包括新時代新能源發展的實施方案都提出：近期的優選方式一定要發揮煤電的調節能力，包括存量的煤電靈活性改造和少量新增的項目。

還要注意的一點是，“十四五”規劃中提出新建輸送通道中可再生能源電量占比不能低于50%的要求，所以配置靈活性資源也不能全靠煤電，沙漠、戈壁、荒漠有太陽能和土地資源的優勢，還應該按照合適的容量、儲熱時長配比來安排一些光熱發電，尤其是光熱發電有優于煤電、接近氣電的爬坡、提供轉動慣量等特性，可與風電、光伏構成風光的基地，也可以與煤電、氣電互補運行，所以應該充分發揮光熱發電的作用。當然，也可以再輔以其它儲能實現更加合理的配置。因此，煤電的靈活性和調節作用必須充分發揮，但對于外送電力，一是要滿足對于新建輸送通道可再生能源電量占比不低于50%的明確要求，二是外送受端會對電力品種提出越來越高的要求，尤其是在強調可再生能源消納責任權重的情況下，從“三北”和西部地區輸送電量到東中部地區，東中部地區也不希望送來的通道中煤電電量占比高，否則也會影響受端當地完成全部可再生能源和非水可再生能源消納責任權重的要求。

前面提到消納是關鍵，是要解決的第一難點痛點。在第二批大型風光基地申報中國家能源主管部門提出了四個要素的要求，第一個要素是不碰生態紅線，這是根本性原則性要求。另外三個都是與基地項目運行即電量消納相關的，基礎和配套設施方面，除了同期規劃布局和建設跨省跨區輸電通道、升級和加強交流電網以外，增加電力系統靈活性的措施也是必須匹配的。所以在鼓勵和支持靈活性電源發展方面，“十四五”以來國家出臺了很多政策規劃文件，比如抽蓄相關規劃便提出要重點項目庫和儲備項目庫，項目庫較之前認知的裝機規模和潛力都翻倍了，統一了抽水蓄能的電價，全面實施了“容量電價（可納入輸配電價回收）+電量電價”的兩部制電價，這樣的政策對于其他儲能方式的價格機制是很重要的導向。再比如新型儲能方面也出臺了指導意見以及新型儲能“十四五”實施方案》，分時電價政策、全面取消工商業目錄電價也利好終端電化學儲能的應用。

對于風光等新能源項目的建設管理，相關政策提出從去年開始要建立保障性并網、市場化并網等多元的保障機制，風光基地項目也適用這一政策。這兩類項目對于電網的要求是一樣的，也就是說只要項目合規，電網企業對于這些項目的接網就應該能并盡并，在項目運行中都應該多發滿發。區別在于市場化并網的項目，國家在去年7月份發布了文件，提出了統一的量化配置要求，抽水蓄能、新型儲能、燃氣發電、光熱發電、靈活性改造的煤電都可以為風電和光伏等波動性項目的運行提供相應的支撐。

促進新能源基地的電力電量消納，在政策設計和實施方面，最主要是要促進新能源作為綠色電力的消費，并且通過政策來激發電力用戶對于綠色電力的持續增加的需求，一方面增加西部和北部地區新能源的本地消納，另一方面也可以增加東中部對接納“三北”地區新能源電量的需求。

“十四五”以來頒布和實施實施的促進新能源消納的政策是組合性的政策，既有激勵性的，也有約束性的，即“胡蘿卜+大棒”政策組合。約束性機制是要強化實施可再生能源電力消納責任權重，除了明確逐步提升各地區可再生能源和非水可再生能源的消納量在全社會用電量的占比以外，還要逐步縮小各地區權重指標的差異，逐步實現責任共擔。這也意味著今后東中部經濟相對發達省份的消納絕對量要提升更多，那么東中部省份就需要兩條腿走路，第一是發展本地的可再生能源，第二個要接納和消納更多的來自于西部和“三北”地區清潔能源基地的電量。這兩張圖是2021年各省份完成的消納責任權重的情況。

激勵性的措施是去年下半年提出的新增可再生能源不納入能源消費總量考核，如果說能耗雙控對地方和用能企業來說是約束性的機制（各地方非常重視這一機制），從另一角度看，這一機制對于新能源來說就變成一個激勵性的政策，根據《“十四五”節能減排綜合工作方案》，“十四五”時期新增可再生能源電力消費量不納入地方能源消費總量考核，這個規定是非常明確的，也就是說要以2020年為基數來計算相應的新增。Jinnian上半年東部一個省份出臺了地方政策是以上一年為基數，如果按此實施，激勵作用就減弱很多，因此需要政策的合理性細化，好政策不要走偏了，也希望關于如何不納入地方總量考核的國家細化政策盡快出臺。

再一個是綠電和綠證機制，綠電交易市場在去年9月份啟動，之后綠證交易量呈數量級的增長。從2017年的7月1號到去年6月底，四年間綠證認購累計不到8萬張，但到今年6月底的五年間就累計接近300萬張。到7月25日已經超過了310萬張。當前急迫的是要建立綠色能源消費認證和標識體系、公示制度，尤其是盡快建立綠電消費認證體系，也就是說用電企業使用了綠電，要能夠獲得認證，這個認證還需要國內外互認，企業才有持續動力去消費綠電，并為綠電的環境價值付費。后續還要有效連通碳市場和綠電綠證市場，當國家提出來的推進能耗雙控向碳雙控轉變的時，綠電綠證機制也能夠直接銜接。

電價方面，去年和今年國家發改委已經頒布的新能源電價政策是：當年核準和備案的風光項目平價上網，大部分地方在組織項目競配時都執行了該電價政策，在第一批競爭配置的風光基地中，青海、甘肅和吉林都是形成了燃煤基準價水平的綜合電價，或者按照落地端的燃煤基準價再扣除輸配電價，以及送端和末端需要增加的費用倒推回去的送端綜合上網電價，有一定靈活調節能力的電源（像光熱發電）的成本，就由風電和光伏來承擔了，所以實際上這些風電、光伏發電項目已經實現了低價上網。

新能源參與電力市場，進入“十四五”以來也在推進加速，新能源基地項目參與市場要看本地和受端電力市場的需求，預計基地項目在運行的時候也需要支付輔助服務、偏差考核等費用。對于新能源開發企業來說風光低價上網和平價上網其實都是可以接受的，企業對于基地項目開發更關注的是相對穩定的收益預期，行業也在建議推進以中長期購電協議為主的電價機制和參與電力市場的方式，并且通過完善輔助服務市場，建立容量市場，擴展調節技術手段和市場化交易方式等，來提高中長期購電協議的履約率。

最后談一談經濟性，從去年年初以來，陸上風電機組價格持續走低，今年上半年甚至出現機頭價格每千瓦低于1500塊的情況，而光伏發電由于國內外市場的火爆，二季度價格呈現了小幅度的上漲，現在基本上是2020年以來的歷史最高點，所以實際上風電和光伏發電目前的度電投資水平已經出現徹底的逆轉。“三北”地區，風電低價上網的價格差空間很大，有很多省份風電可以做到低于燃煤基準價0.1元/千瓦時之上，但是光伏發電由于硅料價格持續高位，在不配備電化學儲能、不負擔光熱發電成本的情況下，也僅能夠達到平價上網的水平。

另外部分地方還存在配置產業不合理的現象，這塊其實有很大的問題，因為現在看風電低價上網有較大空間，光伏發電沒有，但這一塊空間低價上網空間已經用掉了，比如在去年甘肅、吉林、青海等項目建設中可能就用于平衡光熱發電高出的成本，最終達到綜合平價上網電價付出去了，也有一些像內蒙就用于強配電化學儲能了，還有一些地方可能在電力市場通過調峰或各類輔助服務支撐了，所以如果再強加非必要的非技術成本，其實企業開發項目在經濟性方面確實比較難。

為了優化新能源基地布局，增加新項目開發規模，“十四五”以來國家也提出了可適度放開新能源的利用率的思路，比如去年四季度第一批風光基地中青海的新能源利用率是84%，這個利用率是綜合考慮了消納條件、新能源上網經濟性等因素確定的，相應地要通過中長期的購電協議來保障電價水平和利用率，才能夠保障項目的經濟性。

長遠來看，光伏發電從去年到今年高企的不正常的硅料價格，其實是市場供需尤其是硅料源頭市場供需造成的結果，近期各地新上或在建硅料產線很多，預計后期光伏組件的市場價格還是會反映應成本，這也就意味著風電和光伏發電都有比較大的低價上網的空間。有了這樣的空間，光熱發電可以發揮長時儲熱的特征，設計好適宜的配比，使項目具有合理的收益，整個風光熱合起來的基地就有合理的收益和經濟性，這應是集中式風電光伏光熱清潔能源基地項目長久的持續發展之道。