CSPPLAZA光热发电网报道：近期，关于鼓励支持储能行业快速发展的政策频频发布。

而对于首批示范项目即将告一段落、亟待十四五规划明确发展方向的中国光热发电行业来说，未来行业在能源体系中如何定位？十四五将采用何种发展模式？等疑问在一系列政策发布后也正在逐步明晰。

储热型光热电站支撑和调节电源价值屡获认可

8月10日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励可再生能源发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。

同时，通知鼓励多渠道增加调峰资源，抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电等均被视为承担可再生能源消纳对应的调峰资源。

这也是决策层再一次明确和肯定光热电站的调峰属性。

再往前的7月23日，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。文件指出，对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

更早一些的4月25日，国家能源局综合司向各省市发改委及能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》。通知指出，鼓励“风光水（储）”“风光储”一体化，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、储热型光热电站、储能设施的调节能力，汇集新能源电力，积极推动“风光水（储）”“风光储”一体化。

虽然与市场火爆的电储能无法相提并论，但通过相关政策可以看到，储热型光热电站的调节能力已得到决策层认可。凭借对电网具有先天的友好性，在构建“以新能源为主体的新型电力系统”的过程中，未来有望扮演重要的调节作用。

国家电网有限公司西北分部规划部副主任孙骁强近日在接受采访时指出，太阳能热发电有助于解决高比例可再生能源系统的电力电量供应平衡问题和电力系统安全问题。他表示，目前，电网中火电装机占比还比较高，太阳能热发电装机小，其特点还没有显现，但在未来，随着火电的逐渐退出，太阳能热发电对电力系统的“友好性”将逐渐凸显。

风光热储一体化开发成重要出口

独特的调峰优势如何发挥？目前来看，光热发电搭配光伏、风电等开发多能互补一体化项目将成为中国光热发电行业未来发展的重要出口。

据悉，在国家能源局启动源网荷储、多能互补一体化项目方案报送之后，多个项目方已积极上报含储热型光热技术的源网荷储和多能互补一体化项目。

国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾今年5月份在出席2021中国国际光热大会暨CSPPLAZA第八届年会表示，国家能源局正在编制可再生能源发展“十四五”规划，将继续支持在青海、新疆、甘肃、内蒙古等资源优质区域，通过与风电、光伏发电基地一体化建设等方式，建设一定规模的光热发电项目，充分发挥光热发电的调节作用和系统支撑能力，同时保障光热发电产业能够接续发展。

孙骁强则认为，“光伏光热一体化开发”示范意义明显。随着光伏技术不断进步和成本继续下降，西北地区光伏上网电价将进一步降低。因此，光伏和太阳能热发电一体化开发聚合了低成本的光伏和可完美替代火电的光热电站，具有一定的技术经济优势，在“双碳”大背景下，可促进新能源高质量开发，具有积极的示范意义。

亟待进一步落实储能型光热电站的价格形成机制

双碳目标下，可再生能源和储能协同大规模发展已成大势所趋，而具备低碳清洁、自带储能和电网友好等优势的光热发电技术是其它可再生能源不可比拟的。

浙江可胜技术股份有限公司（原浙江中控太阳能技术有限公司）董事长兼总工程师金建祥此前曾指出，光热电站25万元/MWh的单位储能量造价和长达25年的使用寿命以及占地面积小、安全环保等优势在储能市场中也极具优势。

但是，鉴于行业目前仍处于初期发展阶段，整体装机规模较小，作为一种零碳排放的可再生能源，光热发电目前所受关注度仍然不够，未来若想实现更快更大规模发展仍需突破很多瓶颈，尤其需要连续性的政策支持。

金建祥对此建议，在“十四五”规划中，可明确光热发电的战略定位，规划一定装机容量，通过规划引导行业加大研发投入，适当扩大行业规模，推动光热发电成本逐步下降，并在一定期限内继续给予光热发电企业一定补贴，为起步阶段的光热发电走向平价上网提供一个合理的缓冲期。今年4月发布的《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确了抽水蓄能电站实行的两部制电价政策，而光热发电自带大规模熔盐储能系统，完全可以在电力系统中承担与抽水蓄能电站同样的角色，建议参照抽水蓄能价格政策，落实储能型光热电站的价格形成机制。