青海省能源局發布關于推動“十四五”光熱發電項目規模化發展的通知，加大電價支持。納入2021年、2022年全省新能源開發建設方案且按期建成的本地消納項目，光熱上網電價按照煤電基準電價執行。2023至2025年，通過競爭性配置取得的光熱一體化項目均參與市場化交易，光熱上網電價參照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)執行，綠電優先參與青海省各類電力市場，具體按照市場交易規則完成。

詳情如下：

青海省能源局關于推動“十四五”光熱發電項目規模化發展的通知

各市州發展改革委(能源局)、自然資源主管部門、林業和草原主管部門，省電力公司、各能源企業:

為加快我省“十四五”光熱發電項目建設，更好發揮光熱發電項目在能源保供增供和電力系統靈活調峰方面的作用，助力加快打造國家清潔能源產業高地，根據國家能源局綜合司《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》(國能綜通新能〔2023〕28號)，特制定本通知。

一、強化規劃引領。省級能源主管部門統籌全省光熱規劃管理，組織市州開展光熱發電資源普查，兼顧資源條件、電力供需、技術特點、用水條件、生態保護、要素保障等因素，做好可再生能源規劃等專項規劃與國土空間規劃的銜接，優化光熱發電項目空間布局，在符合“三區三線”等國土空間規劃管控要求的前提下，將項目用地布局及規模統籌納入國土空間規劃及“一張圖”。

二、開展競爭配置。結合“十四五”電力需求，以光熱配比、鏡儲配置、調峰調頻、技術性能、光熱業績(含建設履約情況)等為主要條件，競爭性配置光熱一體化項目(指光熱與光伏、風電等新能源的一體化項目)。原則上參與競爭配置項目新能源與光熱比例最高為6∶1(科學安排新能源建設時序)，鼓勵每10萬千瓦電站的鏡場面積不少于80萬平方米，日儲能時長6小時以上(年時長最低為2190小時)，技術水平要求不得低于國家組織的示范項目。

三、加強要素保障。依據國土空間規劃和“三區三線”等國土空間規劃管控要求，聯合開展選址選線，對于符合國土空間規劃和用途管制要求的光熱一體化項目，實行優化工作機制、不斷提高審查效率等服務舉措。項目用地參照《自然資源部辦公廳國家林業和草原局辦公室國家能源局綜合司關于支持光伏發電產業發展規范用地管理有關工作的通知》(自然資辦發〔2023〕12號)及青海省實施細則執行。

四、加大電價支持。納入2021年、2022年全省新能源開發建設方案且按期建成的本地消納項目，光熱上網電價按照煤電基準電價執行。2023至2025年，通過競爭性配置取得的光熱一體化項目均參與市場化交易，光熱上網電價參照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)執行，綠電優先參與青海省各類電力市場，具體按照市場交易規則完成。

五、鼓勵參與市場。光熱一體化項目可不配套其他調節能力設施。光熱項目應單獨結算、單獨計量，鼓勵按照青海省、西北區域電力輔助服務市場運營規則或西北區域“兩個細則”參與電力輔助服務獲得相應收益。

六、加強項目管理。光熱一體化項目可作為整體統一辦理核準(備案)手續。2023年至2025年，競爭配置的光熱一體化項目中光熱部分自取得開發權之日起，應在6個月內完成備案和各項前期工作，12個月內完成投資決策和主體開工建設，30個月內應具備全容量投產條件;12個月內未開展鏡廠場平施工且未完成主體工程第一方混凝土澆筑的，取消建設資格，自取消之日起項目業主1年內不得參與省內同類新能源開發;光熱項目入庫投資、工程進度達到75%，配套新能源項目方可申請并網;光熱項目延期建成的，轉為平價項目(電價0.2277元/千瓦時);日儲能時長未達到中標承諾的，整改期間上網電價按平價執行。因上述原因造成的損失，責任由投資業主自行承擔。

七、科學調度運營。充分發揮光熱項目優良的基荷電源作用與輔助服務特性，光熱電站按照電源并網要求接入AGC系統，接收調度指令實時調節，早晚高峰具備滿發頂峰能力，其余時段優先保障在線運行，盡量降低機組啟停次數。光熱參與市場化交易時，在光熱發揮頂峰、調峰等調節作用的基礎上，按照綠電優先的原則進行科學調度。鼓勵配置天然氣熔鹽加熱爐、大功率電制熱設備。通過大功率電制熱設備使用自發電量加熱熔鹽時，不收取過網費和容量費。

八、發揮生態效益。光熱發電項目建設企業承擔其控制范圍內林地草原生態保護修復的主體責任，在滿足工程消防政策要求的基礎上，對于適宜種植林草植被的區域，將種植林草植被資金納入項目建設成本，與建設項目同步完成相關保護措施;對于建設范圍不適宜種植林草植被的沙漠、戈壁、荒漠等區域，應加強工程固沙等防沙治沙措施，并將相應治理資金納入項目建設成本，由當地縣級林草主管部門做好技術指導和檢查驗收。

青海省能源局

國家能源局西北監管局

青海省發展和改革委員會

青海省自然資源廳

青海省林草局

2023年7月3日