CSPPLAZA光热发电网报道：“未来如果能有新增一定规模的项目支持光热行业发展的话，建设效果、建设速度、建设成本肯定都会比目前已经建成的这些项目取得更好和更快的成果。”日前在江苏常州召开的2020中国国际光热大会暨CSPPLAZA第七届年会中，水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长秦潇在发表演讲时如是表示。

演讲中，秦潇向与会代表详细介绍了可再生能源产业“十四五”发展展望及光热发电的“十四五”规划，秦潇指出，无论是对哪一个能源品种来说，都需要一个市场的载体来满足，有一定应用市场总量才能够支持行业规模化发展，并进而实现降本。其实以前的光伏和风电都有这样一个过程，不可能说光热因为整体压力比较大，就可以跳过这样一个过程，实现跨越式发展，这也不符合一个行业实际的发展规律。所以我们还是希望在十四五阶段为这个行业争取创造一个比较稳定和宽裕的发展环境。

关于十四五光热规划情况，秦潇表示，参考以前的从“十五”到“十三五”这几个5年度的规划阶段，虽然每一次规划的时候都希望能够尽早发布规划的成果，但是我们的单一能源规划肯定需要与其它的能源品种规划进行一些衔接，所以我们目前初步的考虑是：到今年年底或者到明年年初能够在内部形成一个规划文本初稿，但是正式的发布和实施可能需要到明年年底。

如下为演讲光热相关内容：

对于光热来说更多要考虑更多元化的利用形式，以及和其它能源品种的结合。

目前，从我们建成和部分在建的项目来看，正在探索并已经取得了一些成果，不同的光热发电形式都有了一些应用。其实从我们最近配合几家已经建成并网的光热项目进行技术验收的角度来看，都能看到非常明显的成果和效果。在国内和国外的建设环境、运行环境差别非常大的情况下，已经取得了一些非常成熟的建设经验。

未来如果能有新增一定规模的项目支持光热行业发展的话，建设效果、建设速度、建设成本肯定都会比目前已经建成的这些项目取得更好和更快的成果。

那么从目前已经运行的一些项目的运行情况来看的话，光热这项技术的确在对于调峰的支持、调节的速度以及调峰所产生的对应的成本方面都已经体现了一些优势。但是鉴于我们目前已经建成的光热项目的体量相对于整个电力系统来说还是占比太小，所以可能对于我们地方性的电网的配合比较有限，所发出的声音不足以让地方政府等对光热有更深入的了解。

就光热的发展环境来说，我简单的分为外部和内部。

外部环境来看，肯定是和整个能源电力结构的发展趋势息息相关。目前我们光热发电技术的利用以电为主，但是未来可以一定程度上考虑一些热量的梯级利用，那么这些环节其实与我们外部的经济收入等发展是息息相关的。同时，其实对于发电这种形式在目前价格机制和结算方式上比较清晰，但是对于热的部分来说，热量的价格以及相关机制来说，可能有更多的障碍和政策需要去突破。

内部环境来看，光热技术的效果和稳定性所带来的作用从目前来看已经能够得到比较好的证明，接下来确实是希望能尽量在十四五期间能够通过一个比较稳定的、和适度扩大的一个市场应用规模，能够让中国光热生产技术体系，从全产业链的角度，通过连贯性的一个方式，让成本实现下降，相关成果能够尽快得到比较好的体现。

其实，目前在光热发电行业一直存在一个怪圈：我们光热行业自己总说新增项目的建设成本、工程建设投资以及度电成本可以下降到多少多少，但对于政府行业部门来说，他们面对的不光是光热这个行业，还有很多其他电力品种，那么他们就会犹豫。从国内来看，政府部门目前并没有看到新增的光热项目价格降到了多少，所以他们就没有办法预期给光热多少的空间来支持成本实现进一步下降。这样就形成了一个比较怪的一个循环，因为我们目前没有这样一个机制让国家支持我们。如果无法新增更多的项目，我们也就不能让他们看到成本下降的空间。

那么在这样一个怪圈里，我觉得既然国家已经明确未来没有国家支持补贴，那在这个大环境下，我们光热技术通过我们已经积累的经验和我们正在开展的技术研究的一些工作，其实可以与光伏等能源品种进行结合建设，这些其实也已经是有一些国际既有的开发案例。借助这样一个载体，可以进一步拓展光热发电技术的应用，也可以从这个角度为未来让相关国家政府部门支持光热发展提供一个理由。

再来看十四五光热的发展路径，我主要想谈以下三方面：规模化发展、技术创新以及发展模式。

无论是对哪一个能源品种来说，都需要一个市场的载体来满足，有一定应用市场总量才能够支持行业规模化发展，并进而实现降本。其实以前的光伏和风电都有这样一个过程，不可能说光热因为整体压力比较大，就可以跳过这样一个过程，实现跨越式发展，这也不符合一个行业实际的发展规律。所以我们还是希望在十四五阶段为这个行业争取创造一个比较稳定和宽裕的发展环境。

还有目前提的比较多的是风电、光伏等项目的工程建设进度和电网的建设进度总是有一定的时间差，但对光热发电来说，这反而是一个优势。从目前来看，光热项目两年左右的建设周期与电网侧建设时间上比较协调。

技术创新方面来看，光热部分的储能小时数也在逐步的增大。同时目前在考虑风电光伏+电化学储能利用形式的时候，大家基本上达成一个共识：电化学储能只能为风电和光伏提供一个日内的调节作用，或者说是小时级的调节作用。从目前的电化学储能的成本来看，对于风电光伏来说配置两小时左右的储能与火电相比可能还具备一定的经济性。

但说实话，对光伏来说加上两个小时左右的储能的话，加宽部分的负荷可以和我们系统性的负荷能有一个更好的匹配关系，相对来说好实现一点。但对于风电来说，尤其是西北地区的风电来说，我们主要还是夜间更适合发电。而且在技术方面来看，冬春季是大发，那么和电力系统负荷侧的特性有更大的区别，因此1~2个小时的储能调节能力可能对于风电的调节作用来说比较有限，这样的情况下利用光热特性就会有一个更好的作用，可以提供10小时以上的储能调节周期以及部分日间的一个调节能力。

如果说我们未来考虑光热和其他的再生能源品种进行结合，那么对于风电或者是光伏来说结合了光热以后整体出力的可调节能力肯定是更佳。在这方面来说，光热肯定是要优于电化学储能的。

就上述发展模式最近我们也在和一些相关单位在一起研究，未来光热的发展和投资模式怎么样来才能使政策制定者能够在同样补贴的条件下，尽可能的算得过来账。目前，从经济性和技术特性角度来看，光热和光伏结合一起的建设形式从投资经济性和电力系统的出力特性角度来看，会是一个更有收获和价值的技术路线。

我们选择了青海、新疆、内蒙的一些典型地区，对于光伏+光热打包之后的整体系统做了一些投资经济性的测算。结合国内实际的资源和发电特性条件，如果按照不需要补贴、和当地的煤电指导价相对比较接近的一个条件下来考虑，在构成比例方面确实还是需要比较小比例的光热+比较大比例的光伏才有可能实现与火电目前比较接近的电价。

但上述测算方式并没有考虑辅助市场的收入。关于这块在能源规划和政策机制制定方面，我们和价格司沟通的时候也在讨论这个问题。就是说目前的风电和光伏，如果是考虑。一些主动的弃电、考虑一定的平滑度的话，与光热结合在一起，那么整体发电的总量和发电质量是否能得到一个更好的平衡和协同的作用。在这样的条件下，采取比如说是一定的电量的总量的范围以内，进行一个估量的价格，而剩下的电量再进行一些市场的交易，同时再考虑其他的比如电力辅助服务市场的收入。在这样的机制下，如果能够进行进一步的引导和推动的话，其实对于光热来说是比较有优势的，因为光热系统在对于系统的调节、整个辅助的响应上都有自己的优势和特性。这一部分的光热容量是相对于其他的能源品种，尤其是风光电的条件下，能够进一步有一些经济性方面的优势。

我希望通过进一步推动，能够尽快有新一批的项目或者说开始下一个阶段。关于十四五的光热规划，参考以前的从“十五”到“十三五”这几个5年度的规划阶段，虽然每一次规划的时候都希望能够尽早发布规划的成果，但是我们的单一能源规划肯定需要与其它的能源品种规划进行一些衔接，所以我们目前初步的考虑是：到今年年底或者到明年年初能够在内部形成一个规划文本初稿，但是正式的发布和实施可能需要到明年年底。

根据这样的时间节点，目前我们确实还有很多工作要做，希望到明年这个转型的关键年，能够有一个比较好的推进性政策出来，也能够明确十四五阶段的相关政策，并与行业内的建设进度能够有比较好的衔接。