在前期向全社會公開征集方法學建議并開展遴選評估的基礎上，生態環境部近日印發了首批4個溫室氣體自愿減排項目方法學，分別為造林碳匯、并網光熱發電、并網海上風力發電、紅樹林營造。

太陽能作為地球上取之不盡用之不竭的可再生能源，大家首先會想到的太陽能利用是光伏發電，但說起光熱發電，可能還很陌生。

什么是光熱發電？與光伏發電有何區別？并網光熱發電項目減排潛力又有多大？作為首批發布的四個方法學之一，有怎樣的重要意義？

帶著這些問題，中國環境報采訪了方法學參與編制單位、中國廣核新能源控股有限公司黨委副書記、董事、總經理李光明。

兼具綠色發電、儲能和調峰電源等多重功能

“光熱+”模式將成為后續重點發展方向

李光明：并網光熱發電項目兼具綠色發電、儲能和調峰電源等多重功能，能夠安全、高效、長時儲存能量并且穩定供能，是新能源安全可靠替代傳統化石能源的有效手段，也是新型電力系統不可或缺的重要組成，對推動實現碳達峰碳中和目標具有積極作用。但并網光熱發電項目目前存在一次投資過大、發電成本相對較高的問題，因此在當前電價政策下大規模發展光熱面臨著一定的挑戰，本次光熱發電項目自愿減排方法學的發布將助力光熱發電企業開發自愿減排項目，改善項目收益，促進光熱技術的應用，創造顯著的社會效益與經濟效益，推動光熱產業規模化發展。

圖為某并網光熱發電項目。資料圖片

李光明：光伏發電是將太陽能直接轉變為電能的發電技術。光熱發電是將太陽能轉變為熱能，再通過傳統的熱力發電循環，將熱能轉化為電能的技術。相比光伏發電，光熱發電從熱能到電能的轉化過程可以實現熱量的長時間儲存，所以在夜晚沒有光照的情況下，依然可以平穩出力，同時也可以作為靈活性調節電源快速調峰，較好地適應我國新型電力系統的現實需求，促進電網安全穩定運行。

近年來，我國建設了一批光熱發電示范項目，有效推動了我國光熱技術水平提升，同時光熱產業配套能力顯著增強。伴隨著國內新能源產業的快速發展，“光熱+”模式將成為后續光熱項目重點發展方向，利用光熱與光伏風電等多種能源形式耦合，形成多能互補的運行模式將大幅度提升新型電力系統的工作效率，以“光熱+”的模式推動建立光熱發電與光伏發電、風電互補調節的風光熱綜合可再生能源發電基地。建設風光儲一體化大基地也將為我國能源領域發電側改革提供一種更具發展前景的解決方案，《國家能源局綜合司關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》（國能綜通新能〔2023〕28號）提出，力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，盡快落地一批光熱發電項目。

優先發布體現對發展中的低碳技術的鼓勵支持

技術復雜、成本高，發展處于初期階段，

具有顯著的、行業公認的額外性

李光明：隨著可再生能源比例不斷提高，光熱發電的調峰和儲能優勢將凸顯，非常符合當前高比例不穩定可再生能源電源并網情境下電網安全穩定運行對快速調峰電源的迫切需要，可為構建新能源為主體的新型電力系統奠定安全穩定的基礎。但光熱發電技術復雜，目前主要處于發展初期階段，成本較高，需要CCER的資金和政策扶持，以獲得碳減排收益并逐步實現規模化。光熱發電方法學的優先發布，體現出生態環境部對發展中的低碳技術的鼓勵支持，將推動光熱產業發展，有利于經濟社會發展全面綠色轉型，有利于能源綠色低碳發展，減少溫室氣體排放。光伏發電經過十余年的發展，光伏發電技術已經成熟，并實現了產業規模化。

李光明：本方法學適用的光熱發電項目類型包括兩類：一是獨立的并網光熱發電項目；二是 “光熱+”一體化項目中的并網光熱發電部分。不適用于離網的光熱發電項目、也不適用于光熱供熱項目。使用本方法學申請的項目必須符合法律、法規要求，符合光熱產業發展政策，同時光熱發電部分必須接入電網，且上網部分的電量可以單獨計量。

李光明：一是光熱發電仍處于產業化發展初期，產業鏈和整體裝機較小，未形成規模效應，項目投資成本高。目前，全國已投運光熱發電項目僅8個，裝機58.8萬千瓦，單位裝機投資25000—30000元/千瓦。規劃裝機300萬千瓦，約40余個項目，單位裝機投資約1.6—2.0萬元/千瓦，雖然大部分設備已經國產化，但投資仍然較高，遠高于其他可再生能源。

二是光熱技術路線相對復雜，建設和運維成本高。相比常規的風電、光伏項目，光熱系統較為復雜，包括集熱、傳熱、儲熱、蒸汽發生、常規發電系統等多種系統集成，集合光學、熱力學、材料學、機械及自動化控制學科等多個技術領域，既不同于常規的電力生產，又不同于傳統的太陽能熱利用，需要跨學科、跨領域，因而項目建設、運維難度大，導致成本較高，目前最優技術的光熱度電成本約0.7元—0.8元。

三是光熱電價補貼政策變化導致項目經濟性進一步下降。在2016年9月國家能源局發布的第一批20個太陽能熱發電示范項目名單中（可享受1.15元/千瓦時的補貼電價），僅有8個項目順利投運，其他項目由于經濟性未達預期，陷入停滯規劃。2020年，國家財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確從2021年起，新核準光熱項目中央財政將不再補貼，實行平價上網，光熱的度電價格從1.15元降低至各省燃煤標桿電價。由于光熱發電成本居高不下，國家補貼取消后，地方財政補貼政策仍未明確，全行業的發展陷入困境。到2021年底，國內已建成的光熱發電項目裝機容量為58.8萬千瓦，僅完成《可再生能源發展“十三五”規劃》提出的500萬千瓦發展目標的10%，發展情況不及預期。

除了獨立的光熱電站以外，國家鼓勵光熱作為調節性電源配合風電、2021年以來，全國各區域已落實開發權的“光熱+”一體化項目共計48個，主要分布在青海、甘肅、吉林、新疆、內蒙古、西藏六個省份（自治區）。其中，光熱部分單位裝機投資光熱部分造價約1.6萬元/千瓦—2.0萬元/千瓦，受光熱電價、光熱光伏配比、儲熱容量、電加熱器功率等因素影響，一體化項目中光熱部分的收益率有明顯差異，但均處于較低的水平，具有顯著的、行業公認的額外性。

本次光熱發電項目自愿減排方法學的發布將助力光熱發電企業開發自愿減排項目，改善項目收益，促進光熱技術的應用，創造顯著的社會效益與經濟效益，推動光熱產業規模化發展。

減排量如何計算？如何保障數據真準全？

項目業主需注意三方面問題

李光明：并網光熱發電項目屬于可再生能源類，減排量的計算原理是假定沒有該光熱發電項目時，同等的電量來自項目所在區域電網，減排量即該區域電網內現有或新增電廠生產同等電力產生的排放量。在減排量的計算方法方面，跟國際各類減排機制的普遍做法保持一致，項目減排量=基準線排放-項目排放-項目泄漏。

在減排量計算的關鍵參數獲取方面，并網光熱發電項目需獲得的關鍵參數主要包括電量和化石燃料消耗數據（主要為天然氣），方法學對數據來源、監測頻率、監測設備、都做了嚴格的要求，同時交叉核對數據來自國家電網和天然氣公司，保障了數據可監測、可核查和可追溯。

項目業主需注意的問題主要包括三個方面：一是做好監測數據的記錄，指定專人讀表，定期記錄。二是做好監測設備的維護，定期對電能表、流量計等設備進行校驗/檢定，發現有問題的及時維修或更換。三是做好所有文件證據的統一歸檔，妥善保存好數據監測記錄、監測設備校驗/檢定報告、電量/天然氣結算憑證等證明材料。

第三方審定與核查機構主要核實監測數據的真實性、準確性和合理性，確保上網電量、下網電量、電網基準線排放因子等減排量計算關鍵參數的監測、計量與獲取符合相關要求。

與國際做法保持一致，具備互認科學基礎

原方法學覆蓋范圍較寬泛，

本方法學更聚焦，實現精準支持

李光明：原方法學《CM-001-V02 可再生能源并網發電方法學（第二版）》以及國際上其他可再生能源類自愿減排方法學覆蓋范圍較寬泛，適合所有的可再生能源項目，包括風電、光伏、水電、地熱等大量項目。本方法學將適用范圍聚焦于光熱發電，是綜合考慮了我國相關產業政策要求和綠色低碳技術發展趨勢，實現精準支持具有低碳效應、但目前處于產業發展初期的光熱技術類型。

這與國際上的做法也保持一致，如核證碳標準（VCS）對特定國家的具體可再生能源項目類型進行了限制申請，對中國而言，目前僅允許集中式光熱和漂浮式光伏兩類可再生能源發電項目申請。除此之外，此方法學在項目邊界劃定、監測方法選擇、數據交叉核對方式等方面，充分考慮了行業相關技術規范要求和國際通行做法，溫室氣體源選擇、減排量核算等思路與聯合國清潔發展機制 （CDM）、VCS等國際機制保持一致，具備互認科學基礎。

目前在運營項目共計8個

可為項目增加收益

約300萬元—500萬元/年

李光明：截至2023年10月，目前在運營的光熱發電項目共計8個，總裝機規模588兆瓦，全部為獨立光熱發電項目。以青海省某50兆瓦光熱發電項目為例，年發電小時數2500小時，年上網電量約125000兆瓦時，年減排量約8萬噸。CCER按40元/噸—60元/噸估算，每年可為光熱項目增加收益300萬元—500萬元。

文章來源：為什么要發布并網光熱發電方法學？