国家主席习近平近日宣布，我国第一批装机约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已于近期有序开工。

这其中就包括，在青海、甘肃和吉林，配置101万千瓦光热发电装机的10个风光热互补新能源项目。

光热发电市场由此将迎来新一波发展热潮，相较于此前开发的若干个光热发电项目，这批项目意味着光热首次脱离电价补贴，开启市场化。

政治意义重大

双碳目标指引下，今年以来，国家发展改革委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目规模约1亿千瓦，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏、陕西、新疆6省（区）和新疆生产建设兵团等。

10月中下旬，内蒙古、甘肃、青海、宁夏、吉林等省区集中组织项目开工，拉开第一批装机容量约1亿千瓦项目的开工序幕，以实际行动向世界展现我国实现“3060目标”的决心，这才有了习近平主席在本文开头向世界的宣告。

在实现双碳目标的国家意志下，这是一批带有强烈政治意义的新能源项目。当下，能源领域的诸多国企都背负着新能源的装机和减碳指标，对于这批项目的开发商，在考虑项目的经济收益之前，更需要优先考虑的是如何按时完成项目。从这个层面来看，这批项目是靠谱的，不会再出现此前光热历史上屡屡上演的围而不建的现象。

明确光热定位

在规划和定位上，这批项目和国家首批光热发电示范项目的最大不同点是，本轮项目采用风光热储互补的方式开发，对光热项目的定位是作为大基地项目的灵活调节电源。

国务院最近发布的《2030年前碳达峰行动方案》指出，积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。这是对未来光热发电发展定位的顶层设计。由此，风光热储互补的项目开发模式将在未来较长一段时间内成为主流。

市场化下的经济性

国家首批光热发电示范项目的经济性很大程度上取决于光热电价补贴政策，而本轮项目是脱离国家电价补贴之后的市场化项目，项目的经济性将更大程度上取决于项目的技术和管理水平。

但在不同地区，上网电价的差别依然存在。

据了解，青海的青豫直流二期项目中的风电光伏上网电价为0.2277元/kWh，光热上网电价执行当地燃煤发电基准价0.3247元/kWh（上表1-4）。

吉林白城鲁固直流外送项目的上网电价统一为0.3085元/kWh（上表9-10）。

甘肃四个项目的上网电价则统一为执行当地燃煤发电基准价0.3078元/kWh（上表5-8）。

风光热互补项目的整体经济性要达到最优，需要在上网电价的基础上，在确保调节能力的前提下，设计合适的光热配比，用风电和光伏的低价去平衡光热的高价，最终在实现整体打捆上网的基础上，实现经济效益的最优解。

本批项目的风光装机:光热装机配比中，青海的配比为9:1~10:1，而甘肃和白城项目光热的装机配比为6:1，相对要高出青海不少，其中一个主要原因即是因为青海省0.2277的风电光伏上网电价太低，使其没有充足的空间去补贴光热。

单从上网电价来看，青海的综合电价最低。但影响整体项目经济性的客观因素还有很多，如辐照资源、风资源、发电小时数等等。青海、甘肃、吉林三地的相关资源条件就存在较大差异。

本轮项目是我国第一批完全不依赖补贴的市场化新能源大基地项目，各项目的预估内部收益率普遍较低，大概在5%~7%之间。CSPPLAZA从多个项目开发商处获悉，在双碳目标下，今年对国企投资开发新能源发电项目的内部收益率要求已从此前的8%大幅下调。

上述5%~7%的收益率还是在国企极低的融资利率前提下才能做到的，而这也是本轮项目几乎全部由国资主导开发，民企开发商普遍缺席的一大原因：民企的融资成本太高，做这些市场化项目很难有经济性。

光热需证明光热

国务院《2030年前碳达峰行动方案》再次明确，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量要达到12亿千瓦以上。

截至2021年8月底，我国风电装机3.0亿千瓦、太阳能发电装机2.8亿千瓦，距离12亿千瓦还有6.2亿千瓦差额，这意味着在未来9年，每年新增风光装机将在7000万千瓦左右。

截至目前，在今年已知的超5000万千瓦风光大基地项目中，光热发电的装机占了101万千瓦，未来，陆续还有更多风光大基地项目上马，光热发电还能占据多少装机份额？

这是光热的机遇，更是挑战。在国家首批光热示范项目的进程中，土地、融资、电价等诸多客观因素掣肘了项目开发进度，这是事实，而在这一批新的项目中，这些客观影响因素都已不复存在，光热的成败将完全取决于光热自身。

决定行业未来的权柄第一次真正地落在了我们自己手中，光热产业链的同仁们，积极行动起来，全力做好这一批项目，证明自己，证明光热，证明给风电光伏项目的投资开发商！然后，未来几年，更多的光热项目将纷至沓来。

相关线下活动：

第十二届光热发电中国聚焦大会2021（2022年，中国北京）

第五届光热发电中东北非大会2021（时间待定，阿联酋迪拜）

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