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一、引言
2012年国家能源局发布的《太阳能发电“十二五”规划》提出:到2015年底,我国太阳能热发电完成总装机容量100万千瓦。然而现在看来要达到这个目标的可能性微乎其微。2011年,大唐新能源以每千瓦时0.9399元的电价中标国内首个光热发电特许权招标项目,中标电价的过低导致项目收益无法保障,致使项目开工一拖再拖。国家对光热发电相关政策迟迟未能出台,更是导致国内光热发电进展缓慢的直接原因。2014年以来,国家能源局、电力规划设计总院等先后就光热发电示范项目建设的相关问题于2月18日组织召开了“光热发电示范项目电价政策座谈会”、4月29日组织召开了“光热发电示范项目技术要求及申请报告大纲征求意见讨论会”。种种迹象表明,下半年也可能出台相关太阳能热发电鼓励政策,并确定若干个太阳能热发电示范项目,光热发电商业化大发展序幕即将拉开。本文着重对光热发电发展较好的美国、西班牙等国的相关政策进行介绍分析。
二、总体发展现状
目前,常规可再生能源水电、光伏发电、风力发电等发电技术都存在季节性、间歇性、稳定性的问题。光热发电与储热系统或火力发电结合,可实现连续稳定发电,具有可调节性,易于并网,并且全生命周期内环境影响较小。光热无需无功补偿、电能质量高。故近十年来光热发电发展步伐迅速,尤其以太阳能资源丰富的美国、西班牙两国,无论在技术上还是商业化进程,都在全球位列前茅。可再生能源政策网络发布了全球可再生能源2014年现状报告,对光热发电发展现状进行了研究与分析。报告显示截止2013年底,全球光热发电实现已投产装机容量与2012年相比新增近90万千瓦,增幅达36%,光热发电已投产装机总容量超过340万千瓦。十年间光热发电的投产装机容量增长了近10倍。从2008年底到2013年底的5年间,全球光热发电装机容量年均增速保持在50%左右。
三、典型国家光热发电电价政策分析
光热发电政策主要包括上网电价、可再生能源配额制、净计量电价、财政税收支持政策以及绿色电力价格等,其中上网电价与配额制应用最为普遍。上网电价机制(FIT),即政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再生能源发电量。上网电价形式通常包括固定电价和浮动电价。西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业发展的国家。PPA即购电协议,该协议定义了电力公司(一般为公共事业单位)以何种价格和规则收购可再生能源发电量。作为全球光热电站装机总容量第二的美国,大部分光热电站采取与电网公司签订长期购电协议(PPA)。美国建设最早规模最大的槽式光热电站SEGS电站就是与当地电网公司签订为期30年的长期购电协议,上网电价13~14美分/千瓦时。而全球装机容量最大的电站——39.2万千瓦的美国Ivanpah光热电站与太平洋燃气和电力公司(PG&E)以及南加州爱迪生电力公司(SCE)签订了为期25年的PPA购电协议,1号12.6万千瓦电站和3号13.3万千瓦电站所发电能由PG&E收购,2号13.3万千瓦电站所发电能由SCE收购。
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高原风采,格桑花开。5月10日晚,山东电建三公司西藏扎布耶综合能源EPC项目顺利实现两列熔盐同时储热发电目标,标志着该项目全面投产。为顺利实现此项节点目标,项目团队科学调度人力、机械,充分发挥协同配合、奋力攻坚的作战精神,严抓安全生产和工程质量,将任务和责任明确到每一个环节、每一个个人
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“我国光热发电处于示范推广的初级阶段,电价政策的研究以单独示范或成批示范进行更合适。”近日,在北京举行的太阳能光热产业及技术发展论坛上,国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示。自去年以来,国家发改委能源研究所对光热发电政策进行了初步研究,并得出一些研究成果。时璟丽认为,电价政策研究的同时,附以信贷政策、投资补贴政策、土地优惠政策的支持,将更有效促进光热产业的发展。光热发电将参考规模化可再生能源发电定价“经过三五年的发展,光热发电如能达到每年新增几十万到几百万千瓦的装机规模,就可以采用标杆定价政策,或考虑建立竞争性的电力
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