青海：“新能源+光热”项目，可不配储、执行燃煤基准价！

7月10日，青海省发改委、能源局、西北电监局、青海省自然资源厅、林草局等五部门联合发布《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》(下文简称“通知”)，根据通知：

光热一体化项目(指光热与光伏、风电等新能源的一体化项目)可不配套其他调节能力设施。新能源与光热比例最高为6∶1。纳入2021、2022年建设方案并如期并网的光热项目，上网电价按照煤电基准电价执行(青海煤电标杆电价为0.3247元/kWh，风电、光伏执行0.2277元/kWh)。

2023年4月，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出：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。暂按内蒙古80万千瓦，甘肃70万千瓦，青海100万千瓦，宁夏10万千瓦，新疆20万千瓦配置。

2022年，新疆自治区曾下发大量“光伏：光伏=9:1”的市场化并网项目，通过配置一定比例光热来调节光伏的出力。

根据通知，青海的“新能源+光热”项目的规则为：

1)开展“光热一体化项目”竞争性配置

以光热配比、镜储配置、调峰调频、技术性能、光热业绩(含建设履约情况)等为主要条件，竞争性配置光热一体化项目(指光热与光伏、风电等新能源的一体化项目)。

新能源与光热比例最高为6∶1，日储能时长6小时以上(年时长最低为2190小时)。光热一体化项目可不配套其他调节能力设施。

2)光热项目电价：执行煤电基准价

光热项目应单独结算、单独计量

纳入2021年、2022年开发建设方案且按期建成的本地消纳项目：光热上网电价按照煤电基准电价执行(青海煤电标杆电价为0.3247元/kWh，风电、光伏执行0.2277元/kWh)

2023至2025年光热一体化项目：均参与市场化交易，光热上网电价参照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)执行(煤电基准价±20%)，绿电优先参与青海省各类电力市场。

光热项目延期建成的，转为平价项目(电价0.2277元/千瓦时)

3)光热一体化项目可作为整体统一办理核准(备案)手续

4)并网时间要求

2023年至2025年，竞争配置的光热一体化项目中光热部分自取得开发权之日起，应在6个月内完成备案和各项前期工作，12个月内完成投资决策和主体开工建设，30个月内应具备全容量投产条件。

5)鼓励参与辅助服务市场

鼓励按照青海省、西北区域电力辅助服务市场运营规则或西北区域“两个细则”参与电力辅助服务获得相应收益。

原文件如下：

关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知

各市州发展改革委(能源局)、自然资源主管部门、林业和草原主管部门，省电力公司、各能源企业:

为加快我省“十四五”光热发电项目建设，更好发挥光热发电项目在能源保供增供和电力系统灵活调峰方面的作用，助力加快打造国家清洁能源产业高地，根据国家能源局综合司《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》(国能综通新能〔2023〕28号)，特制定本通知。

一、强化规划引领。

省级能源主管部门统筹全省光热规划管理，组织市州开展光热发电资源普查，兼顾资源条件、电力供需、技术特点、用水条件、生态保护、要素保障等因素，做好可再生能源规划等专项规划与国土空间规划的衔接，优化光热发电项目空间布局，在符合“三区三线”等国土空间规划管控要求的前提下，将项目用地布局及规模统筹纳入国土空间规划及“一张图”。

二、开展竞争配置。

结合“十四五”电力需求，以光热配比、镜储配置、调峰调频、技术性能、光热业绩(含建设履约情况)等为主要条件，竞争性配置光热一体化项目(指光热与光伏、风电等新能源的一体化项目)。

原则上参与竞争配置项目新能源与光热比例最高为6∶1(科学安排新能源建设时序)，鼓励每10万千瓦电站的镜场面积不少于80万平方米，日储能时长6小时以上(年时长最低为2190小时)，技术水平要求不得低于国家组织的示范项目。

三、加强要素保障。

依据国土空间规划和“三区三线”等国土空间规划管控要求，联合开展选址选线，对于符合国土空间规划和用途管制要求的光热一体化项目，实行优化工作机制、不断提高审查效率等服务举措。

项目用地参照《自然资源部办公厅国家林业和草原局办公室国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》(自然资办发〔2023〕12号)及青海省实施细则执行。

四、加大电价支持。

纳入2021年、2022年全省新能源开发建设方案且按期建成的本地消纳项目，光热上网电价按照煤电基准电价执行。

2023至2025年，通过竞争性配置取得的光热一体化项目均参与市场化交易，光热上网电价参照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)执行，绿电优先参与青海省各类电力市场，具体按照市场交易规则完成。

五、鼓励参与市场。

光热一体化项目可不配套其他调节能力设施。光热项目应单独结算、单独计量，鼓励按照青海省、西北区域电力辅助服务市场运营规则或西北区域“两个细则”参与电力辅助服务获得相应收益。

六、加强项目管理。

光热一体化项目可作为整体统一办理核准(备案)手续。

2023年至2025年，竞争配置的光热一体化项目中光热部分自取得开发权之日起，应在6个月内完成备案和各项前期工作，12个月内完成投资决策和主体开工建设，30个月内应具备全容量投产条件。

12个月内未开展镜厂场平施工且未完成主体工程第一方混凝土浇筑的，取消建设资格，自取消之日起项目业主1年内不得参与省内同类新能源开发;光热项目入库投资、工程进度达到75%，配套新能源项目方可申请并网;光热项目延期建成的，转为平价项目(电价0.2277元/千瓦时);日储能时长未达到中标承诺的，整改期间上网电价按平价执行。

因上述原因造成的损失，责任由投资业主自行承担。

七、科学调度运营。

充分发挥光热项目优良的基荷电源作用与辅助服务特性，光热电站按照电源并网要求接入AGC系统，接收调度指令实时调节，早晚高峰具备满发顶峰能力，其余时段优先保障在线运行，尽量降低机组启停次数。

光热参与市场化交易时，在光热发挥顶峰、调峰等调节作用的基础上，按照绿电优先的原则进行科学调度。

鼓励配置天然气熔盐加热炉、大功率电制热设备。通过大功率电制热设备使用自发电量加热熔盐时，不收取过网费和容量费。

八、发挥生态效益。

光热发电项目建设企业承担其控制范围内林地草原生态保护修复的主体责任，在满足工程消防政策要求的基础上，对于适宜种植林草植被的区域，将种植林草植被资金纳入项目建设成本，与建设项目同步完成相关保护措施。

对于建设范围不适宜种植林草植被的沙漠、戈壁、荒漠等区域，应加强工程固沙等防沙治沙措施，并将相应治理资金纳入项目建设成本，由当地县级林草主管部门做好技术指导和检查验收。