了首批4个温室气体自愿减排项目方法学，分别为造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造。

  太阳能作为地球上取之不尽用之不竭的可再次生产的能源，大家首先会想到的太阳能利用是光伏发电，但说起光热发电，可能还很陌生。

  中国环境报带着什么是光热发电？与光伏发电有何区别？并网光热发电项目减排潜力又有多大？首批发布的四个方法学之一，有怎样的重要意义？这样一些问题采访了方法学参与编制单位、中国广核新能源控股有限公司党委副书记、董事、总经理李光明。

  在前几期中，我们有一期专门对2023年光热发电的政策进行了梳理，同时还为大家理了100套相关的资料，附有光热发电CCER项目开发方法，强烈推荐大家去看看！最新丨光热发电2023政策梳理，附100+份有关的资料干货

  并网光热发电项目温室气体自愿减排项目方法学作为首批发布的四个方法学之一，有怎样的重要意义？

  光伏发电是将太阳能直接转变为电能的发电技术。光热发电是将太阳能转变为热能，再通过传统的热力发电循环，将热能转化为电能的技术。

  相比光伏发电，光热发电从热能到电能的转化过程能轻松实现热量的长时间储存，所以在夜晚没有光照的情况下，依然可以平稳出力，同时也可当作灵活性调节电源快速调峰，较好地适应我国新型电力系统的现实需求，促进电网安全稳定运行。

  并网光热发电项目兼具绿色发电、储能和调峰电源等多种功能，能够安全、高效、长时储存能量并且稳定供能，是新能源安全可靠替代传统化石能源的有效手段，也是新型电力系统不可或缺的重要组成，对推动实现碳达峰碳中和目标具有积极作用。

  但并网光热发电项目目前存在一次投资过大、发电成本相比来说较高的问题，因此在当前电价政策下大规模发展光热面临着一定的挑战，本次光热发电项目自愿减排方法学的发布将助力光热发电企业开发自愿减排项目，改善项目收益，促进光热技术的应用，创造显著的社会效益与经济效益，推动光热产业规模化发展。

  兼具绿色发电、储能和调峰电源等多种功能；“光热+”模式将成为后续重点发展方向

  相比光伏发电项目，并网光热发电项目发展处在初期阶段，规模也比较小，为何会先于光伏发电项目发布？

  随着可再次生产的能源比例逐步的提升，光热发电的调峰和储能优势将凸显，非常符合当前高比例不稳定可再次生产的能源电源并网情境下电网安全稳定运行对快速调峰电源的迫切需要，可为构建新能源为主体的新型电力系统奠定安全稳定的基础。

  但光热发电技术复杂，目前主要处于发展初期阶段，成本比较高，需要CCER的资金和政策扶持，以获得碳减排收益并逐步实现规模化。

  光热发电方法学的优先发布，体现出生态环境部对发展中的低碳技术的鼓励支持，将推动光热产业高质量发展，有利于经济社会发展全面绿色转型，有利于能源绿色低碳发展，减少温室气体排放。光伏发电经过十余年的发展，光伏发电技术已成熟，并实现了产业规模化。

  哪些并网光热发电项目适用于本方法学？哪些不适用？使用本方法学申请的项目须满足什么条件？

  二是 “光热+”一体化项目中的并网光热发电部分。不适用于离网的光热发电项目、也不适用于光热供热项目。使用本方法学申请的项目一定要符合法律、法规要求，符合光热产业高质量发展政策，同时光热发电部分必须接入电网，且上网部分的电量可以单独计量。

  网光热发电项目额外性选择免予论证是基于什么考虑？方法学中提到，此领域存在因技术和投资风险带来的投融资障碍，具体有哪些障碍？方法学的发布会对行业发展起到怎样的促进作用？

  一是光热发电仍处于产业化发展初期产业链和整体装机较小，未形成规模效应，项目投资所需成本高。目前，全国已投运光热发电项目仅8个，装机58.8万千瓦，单位装机投资25000-30000元/千瓦。规划装机300万千瓦，约40余个项目，单位装机投资约1.6-2.0万元/千瓦，虽然大部分设备已经国产化，但投资仍然较高，远高于其他可再生能源。

  二是光热技术路线相对复杂，建设和运维成本高。相比常规的风电、光伏项目，光热系统较为复杂，包括集热、传热、储热、蒸汽发生、常规发电系统等多种系统集成，集合光学、热力学、材料学、机械及自动化控制学科等多个技术领域，既不同于常规的电力生产，又不同于传统的太阳能热利用，需要跨学科、跨领域，因而项目建设、运维难度大，导致成本比较高，目前最优技术的光热度电成本约0.7元—0.8元。

  三是光热电价补贴政策变化导致项目经济性进一步下降。在2016年9月国家能源局发布的第一批20个太阳能热发电示范项目名单中（可享受1.15元/KWh的补贴电价），仅有8个项目顺利投运，其他项目由于经济性未达预期，陷入停滞规划。2020年，国家财政部发布《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》，明确从2021年起，新核准光热项目中央财政将不再补贴，实行平价上网，光热的度电价格从1.15元降低至各省燃煤标杆电价。由于光热发电成本居高不下，国家补贴取消后，地方财政补贴政策仍未明确，全行业的发展陷入困境。到2021年底，国内已建成的光热发电项目装机容量为58.8万千瓦，仅完成《可再次生产的能源发展“十三五”规划》提出的500万千瓦发展目标的10%，发展状况不及预期。

  除了独立的光热电站以外，国家鼓励光热作为调节性电源配合风电、2021年以来，全国各区域已落实开发权的“光热+”一体化项目共计48个，主要分布在青海、甘肃、吉林、新疆、内蒙古、西藏六个省份（自治区）。其中，光热部分单位装机投资光热部分造价约1.6万元/千瓦—2.0万元/千瓦，受光热电价、光热光伏配比、储热容量、电加热器功率等因素影响，一体化项目中光热部分的收益率有明显差异，但均处于较低的水平，具有非常明显的、行业公认的额外性。

  并网光热发电项目减排量是如何计算的？科学性是不是真的存在争议？可操作性如何？如何保障数据真准全？作为项目各相关方，如业主方、第三方审定与核查机构等必须要格外注意哪些问题？

  并网光热发电项目属于可再次生产的能源类，减排量的计算原理是假定没有该光热发电项目时，同等的电量来自项目所在区域电网，减排量即该区域电网内现有或新增电厂生产同等电力产生的排放量。

  在减排量的计算方式方面，跟国际各类减排机制的普遍做法保持一致，项目减排量=基准线排放-项目排放-项目泄漏。

  在减排量计算的关键参数获取方面，并网光热发电项目需获得的关键参数最重要的包含电量和化石燃料消耗数据（主要为天然气），方法学对数据来源、监测频率、监测设备、都做了严格的要求，同时交叉核对数据来自国家电网和天然气公司，保障了数据可监测、可核查和可追溯。

  项目业主需注意的问题最重要的包含三个方面：一是做好监测数据的记录，指定专人读表，定期记录。二是做好监测设备的维护，定期对电能表、流量计等设备做校验/检定，发现有问题的及时维修或更换。三是做好所有文件证据的统一归档，妥善保存好数据监测记录、监测设备校验/检定报告、电量/天然气结算凭证等证明材料。

  第三方审定与核查机构主要核实监测数据的真实性、准确性和合理性，确保上网电量、下网电量、电网基准线排放因子等减排量计算关键参数的监测、计量与获取符合有关要求。

  此方法学与原有方法学、国际相关机制相比有何不同？有何考虑？在国际间标准互认上，能否统一、相衔接？

  原方法学《CM-001-V02 可再次生产的能源并网发电方法学（第二版）》以及国际上其他可再次生产的能源类自愿减排方法学覆盖范围较宽泛，适合所有的可再次生产的能源项目，包括风电、光伏、水电、地热等大量项目。本方法学将适合使用的范围聚焦于光热发电，是考虑了我国相关产业政策要求和绿色低碳技术发展的新趋势，实现精准支持具有低碳效应、但目前处于产业高质量发展初期的光热技术类型。

  这与国际上的做法也保持一致，如核证碳标准（VCS）对特定国家的具体可再次生产的能源项目类型进行了限制申请，对中国而言，目前仅允许集中式光热和漂浮式光伏两类可再次生产的能源发电项目申请。除此之外，此方法学在项目边界划定、监测方法选择、数据交叉核对方式等方面，最大限度地考虑了行业有关技术规范要求和国际通行做法，温室气体源选择、减排量核算等思路与联合国清洁发展机制 （CDM）、VCS等国际机制保持一致，具备互认科学基础。

  截至2023年10月，目前在运营的光热发电项目共计8个，总装机规模588MW，全部为独立光热发电项目。以青海省某50兆瓦光热发电项目为例，年发电小时数2500小时，年上网电量约125000MWh，年减排量约8万吨。CCER按40元/吨—60元/吨估算，每年可为光热项目增加收益300万元—500万元。

  目前在运营项目共计8个，CCER可为项目增加收益约300万元—500万元/年