储能与电力市场获悉，7月10日，青海省能源局发布《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》（以下简称“通知”）。其中提到，要竞争性配置光热一体化项目，鼓励每10万千瓦电站的镜场面积不少于80万平方米，日储能时长6小时以上(年时长最低为2190小时)，技术水平要求不得低于国家组织的示范项目。
其中对光热发电项目提出，要落实开展竞争配置、加大电价支持、鼓励参与市场、加强项目管理、科学调度运营等七个方面的工作。
开展竞争配置。原则上参与竞争配置项目新能源与光热比例最高为6∶1(科学安排新能源建设时序)，鼓励每10万千瓦电站的镜场面积不少于80万平方米，日储能时长6小时以上(年时长最低为2190小时)，技术水平要求不得低于国家组织的示范项目。
加大电价支持。2023至2025年，通过竞争性配置取得的光热一体化项目均参与市场化交易，光热上网电价参照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)执行，绿电优先参与青海省各类电力市场，具体按照市场交易规则完成。
鼓励参与市场。光热一体化项目可不配套其他调节能力设施。光热项目应单独结算、单独计量，鼓励按照青海省、西北区域电力辅助服务市场运营规则或西北区域“两个细则”参与电力辅助服务获得相应收益。
加强项目管理。光热一体化项目可作为整体统一办理核准(备案)手续。2023年至2025年，竞争配置的光热一体化项目中光热部分自取得开发权之日起，应在6个月内完成备案和各项前期工作，12个月内完成投资决策和主体开工建设，30个月内应具备全容量投产条件;12个月内未开展镜厂场平施工且未完成主体工程第一方混凝土浇筑的，取消建设资格，自取消之日起项目业主1年内不得参与省内同类新能源开发;光热项目入库投资、工程进度达到75%，配套新能源项目方可申请并网;光热项目延期建成的，转为平价项目(电价0.2277元/千瓦时);日储能时长未达到中标承诺的，整改期间上网电价按平价执行。（注：因上述原因造成的损失，责任由投资业主自行承担。）
科学调度运营。充分发挥光热项目优良的基荷电源作用与辅助服务特性，光热电站按照电源并网要求接入AGC系统，接收调度指令实时调节，早晚高峰具备满发顶峰能力，其余时段优先保障在线运行，尽量降低机组启停次数。光热参与市场化交易时，在光热发挥顶峰、调峰等调节作用的基础上，按照绿电优先的原则进行科学调度。
通知原文如下。
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