王仁洲副市长一行莅临机场检查指导工作

上述组件厂商人士说道。

进入4月以来，光伏发电迎来了发电高峰期，发电量节节攀升，负电价或将还会不时出现。如果从综合成本来看，电力供应商损失并不会太大。

在德国，用户一般与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。施行负电价，虽然边际成本为负，却减少了运营成本的损失。据悉当电力供大于求时，解决办法主要有两个：停止发电、采取负电价，前者往往会带来更多的损失在这种情况下，200勒克斯以下的密度达到每平方厘米16.7微瓦特，而400勒克斯则高达35微瓦特。研究人员还表示，这种制造方法很容易规模化，因此这些柔性太阳能电池的批量制造应该相对便宜。

在LED照明下的测试中，发现这种电池在200勒克斯下的效率为20.6%，在400勒克斯下的效率为22.6%。在家庭、商店、办公室和其他建筑中，室内照明一般在100到500勒克斯(lux)之间。2018年底并网发电的示范项目，经过约半年时间的善后工作，已投入商业运行，运行情况良好。

(5)可兼做储能电站光热发电机组配置大容量熔盐储热系统，具备利用夜间弃风电力加热熔盐进行储能的条件，在次日早高峰时段利用储热系统发电，从而起到储能电站的作用。5.税收优惠政策按照目前的企业所得税政策，所得税和城建税及教育费附加在光热发电不含税电价中的占比约10.16%，如果能够对十四五期间开工建设的光热发电企业给予所得税减半征收的优惠政策，则上网电价可降低0.02元/kWh。这些设备和材料，均来源于我国的煤电产业链中的过剩产能企业，光热发电项目有效带动了燃煤发电装备制造业过剩产能的转型。光热发电集发电与储能为一身，是可以提供可靠电力和灵活调节特性的可再生能源发电方式，是实现我国能源转型不可或缺的重要技术手段。

全球在建的光热发电机组主要分布在阿联酋、摩洛哥、智利、中国和希腊等国家。验证了我国自主研发的光热发电技术及装备的可靠性和先进性。

第一批光热发电示范项目中使用的设备、材料国产化率超过90%。其中，青海海西州和海南州2GW，甘肃酒泉、张掖、金昌和武威地区2GW、新疆哈密地区2GW、内蒙古阿拉善盟和巴彦淖尔0.3GW。4.提高我国机电装备国际市场占有率长期以来，我国与一带一路沿线国家在电力方面的合作以煤电为主，近几年每年出口燃煤机组容量600～1000万千瓦。(4)可应对极端天气条件在风电和太阳能发电比重较大的电网中，在连续的极端气象条件下，电力系统缺少发电功率时，光热发电机组可以作为应急保障发电机组，利用天然气加热熔盐(或导热油)，实现机组满负荷稳定发电。

通过融资、税收和土地一系列优惠政策，该项目电价仅为7.3美分/kWh。目前我国电源的上网电价形成机制是按照电源投资的基准收益率确定上网电价，这种定价方式并没有体现电力品质的优劣，也没有反应市场的需求。(2)对塔式光热发电项目镜场用地减免水土保持补偿费或仅按照定日镜基础面积征收。2.光热发电在国际上的发展现状截至2020年3月底，全球光热发电装机约6550MW，主要分布在西班牙、美国、中国、摩洛哥、南非、印度、以色列和阿联酋等国家

2018年底并网发电的示范项目，经过约半年时间的善后工作，已投入商业运行，运行情况良好。一些从事光热发电技术开发、设备制造、工程设计、施工安装的企业已经参与到国际市场竞争中，有些企业已经成为国际光热发电项目的供货商。

因此，建议政府主管部门出台政策，对十四五期间开工建设的光热发电项目，由国家政策性银行提供优惠贷款，以降低光热发电项目融资成本。在这种模式下，其新增投资成本只有额外增加的熔盐电加热设备。

目前，地方政府已规划10余个光热发电基地，总规划容量60GW，十四五期间可供开发的规模超过8GW。3.消纳燃煤发电装备制造业过剩产能近年来，我国煤电全产业链面临产能过剩局面，十四五期间预计煤电新增装机容量有限，而国内哈尔滨电气、东方电气和上海电气等主机厂及为燃煤电厂配套的辅助设备和材料厂商，每年的产能在1亿千瓦以上，煤电装机断崖式下滑，国内电力装备制造业面临巨大产能过剩压力。光热发电机组要具备这种发电模式，仅需具备天然气供给条件并配置备用的天然气熔盐(或导热油)加热炉，备用成本低。经国外第三方检测，国内生产的光热发电的关键设备(集热管、集热器、定日镜等)的技术参数及关键技术指标已与国际成熟供货商产品相当。然而，光伏发电和风电的间歇特性，需要配套储能电站才能承担电力保障，因此，电力系统对储能电站容量的需求也将随之越来越大。光热发电机组的优良调峰性能，可增强电力系统消纳新能源电力的能力，减少弃风、弃光损失。

以在甘肃玉门地区某100MW熔盐塔式光热发电机组(配置12小时的熔盐储热系统)为例，设计年发电量约3.9亿千瓦时，按经营期25年，项目资本金财务内部收益率10%测算，项目经营期含税上网电价约1.03元/千瓦时。而在电力市场上，无论是电网公司还是电力用户都需要稳定可靠、调节灵活的电力供应。

2.我国光热发电产业发展现状和优势我国经过10余年的技术开发，已经掌握了光热发电的核心技术，特别是十三五期间，在国家能源局组织的第一批光热发电示范项目的带动下，我国光热发电产业发展迅猛，已经形成了完整的产业链，涌现出众多的专业从事光热发电技术开发和设备制造的企业，开发了一系列具有自主知识产权的技术和专用设备。以中控德令哈50MW为例，从2019年9月底移交生产并进入为期一年的性能考核期，截止到2020年3月26日，除了受天气影响外，没有因设备故障而影响发电，实际运行158天，累计发电量7486.96万千瓦时，平均发电量达成率97.06%，其中2020年前三个月的发电量达成率超过100%。

建议在十四五期间，首先在西部地区电力外送通道的电源侧，研究实施以受电地区电网峰谷分时段销售电价为基础、扣除电网的投资运营成本、倒推至电源侧的上网电价形成机制，使上网电价能够充分体现电力品质和市场需求。在北非及中东地区、非洲南部、澳洲、北美洲西南部、南美洲中南部等地区拥有丰富的太阳能直接辐射资源和未利用土地资源，随着光热发电在高比例可再生能源发电系统中作用的凸显，上述地区国家对光热发电愈加青睐，工程项目也将日趋增多。

吸热器、换热器、汽轮发电机组及其辅机等设备制造技术与传统火力发电行业差异不大，国内相关企业已经开发了光热发电相关设备，可以满足大规模发展光热发电的市场需求。光热发电集发电与储能为一身，是可以提供可靠电力和灵活调节特性的可再生能源发电方式，是实现我国能源转型不可或缺的重要技术手段。目前我国商业银行提供光热发电项目的贷款利率在5%左右，融资费用在发电成本中占比超过20%，与我国商业银行为海外项目提供的贷款利率2%相比，上网电价提高约0.14元/kWh。为了减缓全球气候变暖，控制温室气体排放已成为国际共识。

因此，建议在电力外送通道的送出端，有序开展光热发电机组的建设，以光热发电机组替代燃煤机组，可显著提高可再生能源的输送比重。根据对以上地区土地资源、水资源及用水指标调研，内蒙、甘肃、青海、新疆哈密和兵团十三师等地区可支撑光热发电的发展规模如表2所示。

同时，这些地区具有广袤的未利用土地资源，具备大规模开发光热发电基地的条件。随着未来我国光热发电产业的进一步发展，产能的不断扩大和技术的不断提高，光热发电成本下降空间很大。

光热发电的吸热器、换热器、汽轮发电机组及其辅机等设备制造技术与传统火力发电行业差异不大，国内相关企业已经开发了用于光热发电的设备，第一批光热发电示范项目中使用的设备、材料国产化率超过90%。目前我国电源的上网电价形成机制是按照电源投资的基准收益率确定上网电价，这种定价方式并没有体现电力品质的优劣，也没有反应市场的需求。

按照目前增值税政策，如果能够对十四五期间开工建设的光热发电项目给予增值税即征即退50%的优惠政策，电价可降低约0.03元/kWh。验证了我国自主研发的光热发电技术及装备的可靠性和先进性。随着各国对碳减排力度的加大，大力推动可再生能源发电成为发展趋势，我国出口海外的燃煤发电装备和工程也将随之减少。以2018年投运的光热发电项目的技术和政策等边界条件为基础，对国内光热发电项目的上网电价趋势进行预测，当我国累计光热发电装机容量达到6.5GW时，光热发电的上网电价会下降到约0.76元/kWh。

(4)可应对极端天气条件在风电和太阳能发电比重较大的电网中，在连续的极端气象条件下，电力系统缺少发电功率时，光热发电机组可以作为应急保障发电机组，利用天然气加热熔盐(或导热油)，实现机组满负荷稳定发电。3.项目用地政策尽管光热发电项目使用的土地是沙漠、戈壁等国有未利用土地，但是根据目前光热发电项目的实施情况，一些项目的用地费用在发电成本中约占5.72%，与其他国家的光热发电项目用地费用为零相比，提高了上网电价约0.075元/kWh。

(3)参与电力系统调频光热发电可根据电网用电负荷的需要，快速地调节汽轮发电机组的出力，参与电力系统的一次调频和二次调频，还可为电力系统提供转动惯量支撑，维持系统频率稳定。在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间。

3.我国光热发电的成本下降趋势2018年12月31日以前投运的第一批光热发电示范项目执行含税上网电价1.15元/千瓦时。其中，青海海西州和海南州2GW，甘肃酒泉、张掖、金昌和武威地区2GW、新疆哈密地区2GW、内蒙古阿拉善盟和巴彦淖尔0.3GW。

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