电价政策向储能容量提要求
记者发现，针对光热储能问题，国家能源局曾在2015年发布《太阳能热发电示范项目技术规范》（试行），规定储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时（槽式电站）或2小时（融盐塔式电站）。而此次《通知》明确每千瓦时1.15元（含税）标杆上网电价，针对的是“全国统一的太阳能热发电（含4小时以上储热功能）”制定的。事实上，储能系统是光热发电技术的重要组成部分，没有储热，光热发电就缺少了生存的条件和发展的理由。那么，这“4小时”是出于怎样的界定呢？
“它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。”传热与能源利用北京市重点实验室主任吴玉庭提出，“国家规定4小时以上的储能，就是要明确一个态度不配备相当储能容量的光热发电技术是国家不支持的。”国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长刘晓冰认为，“4小时”刚好可以显示光热发电的“延时”供电能力，同时给业界一个最基本的电站能力建设标尺，为后期的大储热电站建设奠定基础。
另外，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示，“《通知》有利于经济性好的方案得到推广，也有利于光资源好的地区得到优先集中开发，便于建设西电东输通道，以减少弃光比例。但也得警醒———在阳光资源好的地方集中大规模开发光热发电项目，如果绿色能源的西电东输通道没有建设到位，将产生比光伏更高比例的弃光。”
电价高低没有统一标准
《通知》最大的亮点在于明确了光热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时。对此，业界多数人均表示价格“可以接受”，但也纷纷好奇核定电价到底有没有一个确切的标准？
记者了解发现，早在2014年9月，国家发展改革委便给予中控德令哈10兆瓦光热电站上网电价1.2元/千瓦时。此番，《通知》核定的光热电价与之相比每千瓦时少5分钱，却又比今年5月业界频传的1.1元/千瓦时略高。对此，业内专家普遍认为，电价高低没有统一标准，前后定价不同也谈不上孰对孰错。价格太高，将加大国家补贴资金的压力，也容易导致市场“一哄而上”，造成投资浪费；价格太低，则无法调动投资者的积极性，光热产业难以形成规模效应，成本无法快速下降，最终影响产业发展。
1 2
