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《关于促进非水可再生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《可再生能源发展“十三五”规划》提出的500万千瓦发展目标的10%，发展情况不及预期。
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，具有显著的、行业公认的额外性。
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。
减排量如何计算？如何保障数据真准全？
项目业主需注意三方面问题
中国环境报：并网光热发电项目减排量是如何计算的？科学性是否存在争议？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需要注意哪些问题？
李光明：并网光热发电项目属于可再生能源类，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。在减排量的计算方法方面，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主要包括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主要包括三个方面：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、流量计等设备进行校验/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、计量与获取符合相关要求。
与国际做法保持一致，具备互认科学基础
原方法学覆盖范围较宽泛，本方法学更聚焦，实现精准支持
中国环境报：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？
李光明：原方法学《CM-001-V02 可再生能源并网发电方法学（第二版）》以及国际上其他可再生能源类自愿减排方法学覆盖范围较宽泛，适合所有的可再生能源项目，包括风电、光伏、水电、地热等大量项目。本方法学将适用范围聚焦于光热发电，是综合考虑了我国相关产业政策要求和绿色低碳技术发展趋势，实现精准支持具有低碳效应、但目前处于产业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生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生能源发电项目申请。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，充分考虑了行业相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。
目前在运营项目共计8个
可为项目增加收益约300万元—500万元/年
中国环境报：目前，此类项目的数量、减排量有没有相关统计？收益如何？能否举例。
李光明：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。
来源：中国环境
