并網光熱發電項目額外性選擇免予論證是基于什么考慮？方法學中提到，此領域存在因技術和投資風險帶來的投融資障礙，具體有哪些障礙？方法學的發布會對行業發展起到怎樣的促進作用？
李光明：一是光熱發電仍處于產業化發展初期，產業鏈和整體裝機較小，未形成規模效應，項目投資成本高。目前，全國已投運光熱發電項目僅8個，裝機58.8萬千瓦，單位裝機投資25000-30000元/千瓦。規劃裝機300萬千瓦，約40余個項目，單位裝機投資約1.6-2.0萬元/千瓦，雖然大部分設備已經國產化，但投資仍然較高，遠高于其他可再生
能源。
二是光熱技術路線相對復雜，建設和運維成本高。相比常規的風電、光伏項目，光熱系統較為復雜，包括集熱、傳熱、儲熱、蒸汽發生、常規發電系統等多種系統集成，集合光學、熱力學、材料學、機械及自動化控制學科等多個技術領域，既不同于常規的電力生產，又不同于傳統的太陽能熱利用，需要跨學科、跨領域，因而項目建設、運維難度大，導致成本較高，目前最優技術的光熱度電成本約0.7元—0.8元。
三是光熱電價補貼政策變化導致項目經濟性進一步下降。在2016年9月國家能源局發布的第一批20個太陽能熱發電示范項目名單中（可享受1.15元/KWh的補貼電價），僅有8個項目順利投運，其他項目由于經濟性未達預期，陷入停滯規劃。2020年，國家財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確從2021年起，新核準光熱項目中央財政將不再補貼，實行平價上網，光熱的度電價格從1.15元降低至各省燃煤標桿電價。由于光熱發電成本居高不下，國家補貼取消后，地方財政補貼政策仍未明確，全行業的發展陷入困境。到2021年底，國內已建成的光熱發電項目裝機容量為58.8萬千瓦，僅完成《可再生能源發展“十三五”規劃》提出的500萬千瓦發展目標的10%，發展情況不及預期。
除了獨立的光熱電站以外，國家鼓勵光熱作為調節性電源配合風電、2021年以來，全國各區域已落實開發權的“光熱+”一體化項目共計48個，主要分布在
青海、
甘肅、
吉林、
新疆、
內蒙古、
西藏六個省份（自治區）。其中，光熱部分單位裝機投資光熱部分造價約1.6萬元/千瓦—2.0萬元/千瓦，受光熱電價、光熱光伏配比、儲熱容量、電加熱器功率等因素影響，一體化項目中光熱部分的收益率有明顯差異，但均處于較低的水平，具有顯著的、行業公認的額外性。
本次光熱發電項目自愿減排方法學的發布將助力光熱發電企業開發自愿減排項目，改善項目收益，促進光熱技術的應用，創造顯著的社會效益與經濟效益，推動光熱產業規模化發展。
光熱發電項目減排量如何計算？如何保障數據真準全？
項目業主需注意三方面問題
版權申明：本內容來自于互聯網，屬第三方匯集推薦平臺。本文的版權歸原作者所有，文章言論不代表鏈門戶的觀點，鏈門戶不承擔任何法律責任。如有侵權請聯系QQ：3341927519進行反饋。
