CSPPLAZA光热发电网报道：电价政策是深度影响光热发电市场发展的关键要素，从2011年首个光热发电特许权招标项目的0.9399元/kWh至今，光热发电的上网电价都经历了哪些演变历程？未来，光热发电的电价政策又将走向哪里？

1、中国首个特许权光热发电项目（中标价0.9399元/kWh）

经过长达7年的前期准备，2010年10月，国家发改委正式启动对中国首个特许权光热发电项目内蒙古鄂尔多斯项目的招标工作。

国家发改委在该项目的招标中加设了一条“特别条款”——投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。2010年12月，已购买标书的意向投标企业又接到一份书面补充通知，明确规定竞标电价不得高于1.15元/千瓦时，否则将被废标。

在此条款的限制下，最终投标的仅国电电力、大唐新能源和中广核太阳能三家企业，2011年1月24日，大唐新能源以惊人的0.9399元/kWh的“地狱价”中标该项目。

大唐新能源在此后的很长时间内，尝试启动该项目，但囿于技术和经验的欠缺，超低电价导致的项目投资不可行，大唐新能源举棋难定，最终导致该项目流产。

2、我国首个光热发电项目上网电价（1.2元/kWh）

2013年7月5日，中控太阳能德令哈50MW塔式光热电站一期工程（10MW）并网发电。2014年8月，国家发改委批复该项目上网电价为1.2元/kWh（含税）。这是我国在运行光热发电项目首次获得正式的上网电价，对国内光热发电市场产生重大利好。

图：中控德令哈10MW光热发电示范工程

3、首批光热示范项目标杆电价（1.15元/kWh）

2015年9月30日，国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，决定组织一批太阳能热发电示范项目建设。

2016年9月2日，国家发展改革委正式发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定全国统一的太阳能热发电（含4小时以上储热功能）标杆上网电价为每千瓦时1.15元（含税）。

2016年9月14日，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选中国首批光热发电示范项目名单，总装机约1.35GW，包括9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站。

中国首批商业化光热示范大幕就此拉开，但囿于多方原因，首批入选示范名单的项目最终只有不到一半得以推动开建，且只有3个项目于2018年12月31日以前宣布投运，2019-2020年又陆续有4个项目成功投运。

表：已投运的首批光热示范项目

2021年6月，国家发改委《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》中明确，“首批光热发电示范项目，于2021年底前全容量并网的，上网电价继续按每千瓦时1.15元执行，之后并网的中央财政不再补贴。”

4、平价上网时代

2021年6月，国家发改委价格司发布《关于新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

但受限于土地、光资源等硬性条件约束，适合开发光热发电项目的区域大多位于我国西部地区，地方政府财力有限，当地燃煤发电基准价以外的电价支持并不现实。

按照上述政策，以青海、吉林、甘肃等地的光热发电项目上网电价为例，执行当地燃煤发电基准价分别为0.3247元/kWh、0.3085元/kWh、0.3078元/kWh。显然，光热发电的成本远高于燃煤发电基准价，单独建设光热电站已无经济可行性。

在新能源风光大基地的开发浪潮下，一批配置光热发电系统的风光热互补新能源基地项目陆续启动建设，通过将光热发电与光伏或风电打捆、利用风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电亏损的开发模式成为当下开发光热发电项目的主要模式。但在此电价政策下，投资方被迫大幅削减光热发电投资，聚光集热系统规模大幅削减，最终将导致光热发电的灵活调节功能大打折扣，不达预期。

5、未来走向哪里？

2023年4月，国家能源局发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，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。

要实现年新增开工规模达到300万千瓦左右，需要更合理的电价政策支持。现行电价政策和项目开发模式显然无法体现光热发电的技术价值。那么，应该出台一个什么样的电价政策？这是一个难题。

当下，要求中央财政予以电价补贴已无可能；在各地陆续推出发电侧分时上网电价政策、全国新型储能容量电价政策呼之欲出的大背景下，光热发电的电量价值和容量价值如何才能得到合理反映？采用类似于煤电或抽水蓄能的两部制电价可行吗？还是类似于海外市场，走市场化的招标竞价模式？欢迎投票，并留言发表您的看法。

注：电力规划设计总院高级顾问孙锐是招标竞价模式的支持者，以下分享一篇孙锐署名文章：《光热发电开发模式及电价传导机制探讨》