2023年3月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，标志着我国光热发电进入规模化发展的新阶段。文件明确，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

光热发电是集光热转换发电、大规模储热和电网同步机特性，于一身的可再生能源发电方式。我国光热发电产业链在首批示范项目的推动下，已初步建立，在满足国内需求的同时，光热发电产品开始走向国际市场。但是当前国内光热发电产业还面临市场规模有限、技术装备水平有待提升、成本高、缺乏有效政策接续等问题。光热发电亟需稳定的政策，保障产业的持续稳步发展，以促使成本下降。建议从价格政策、科技创新资金支持、多能互补一体化建设等方面，予以支持。

光热发电优势

光热发电有哪几种形式？与其他新能源发电相比，有哪些优势？

目前，光热发电主要有4种聚光集热方式：槽式、塔式、线性菲涅尔式、碟式。前3种方式可以通过配置大容量储热系统，将光发电与热能储存集成为一体，称其为储热型光热发电。

储热型光热发电有很多技术优势。首先，储热型光热发电机组能够保持稳定的电力输出。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电；储热型光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷，同时，为系统提供转动惯量，有利于电力系统的稳定。其次，储热型光热发电机组具备良好的调节特性，可迅速响应电网负荷需求，快速调节机组出力，具备参与电力系统调峰和调频的能力，可参与电网一次调频和二次调频。与燃煤发电相比，储热型光热发电机组具有更优异的调节性能。

在我国西部的新能源基地建设中，如果没有生物质发电，则光热发电是唯一可以连续稳定24小时发电的可再生能源电源，它可以发挥调峰、调频、提供转动惯量和旋转备用的功能。在极端气象条件下，风电和光伏发电受阻、储能电站无能可储时，光热发电机组可以利用备用燃料发电，保证有一定功率的电力输出，与建设天然气发电机组相比，仅需要在光热电站中增设燃料加热熔盐系统，备用成本低。

行业逐步规范

光热发电项目投资大、建设周期长，与光伏相比受关注程度偏低。但近两年，在碳达峰碳中和相关政策引导下，光热发电市场逐渐欣欣向荣。

今年，国家能源局通知提出，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。各省市规划了一批风光热大基地项目，并陆续开标开建。如今，国家能源集团、中国电建、三峡集团、中广核集团、中国能建等央企均在建设光热发电项目。

近日，国家能源局综合司发布2023年能源领域行业标准制修订计划，涉及光热发电、熔盐储热的相关标准共有13项，比如《风电光伏与光热一体化发电项目规划报告编制规程》《风电光伏与光热一体化发电项目可行性研究报告编制规程》《太阳能光热发电站环境保护技术监督规程》《太阳能光热发电站汽轮机技术监督规程》《太阳能光热发电站集热系统技术监督规程》《太阳能光热发电站储热换热系统技术监督规程》等。业内人士认为，上述标准的修订将规范光热行业发展，避免技术乱象。

在受访业内人士看来，政策、企业正在合力促进光热发电行业高质量发展。我国光伏、风电在经历了长期补贴激励形成一定的规模效应后成本逐渐下降，光热发电目前尚未形成规模效应。通过首批示范项目建设，国内光热发电行业初步实现了设备材料的批量化生产和生产工艺流程的优化，但由于国内光热电站装机规模较小，光热发电成本依然较高。

“价值打了折扣”

谈及光热发电目前遇到的困难，业内人士认为，关键在于“政策”和“成本”问题。一位央企相关人士接受记者采访时直言，目前风光热一体化项目开发时，光热发电按照当地燃煤发电基准电价上网大多亏损，需要通过风电和光伏发电的利润空间来弥补，地方政府依据开发商能够接受的最低投资收益确定光热与风电和光伏的容量配比，光热建设方案并非最优技术方案，削弱了光热灵活调节的优势。

“虽然光热的价值已经得到了广泛认可，但是由于尚未形成规模效应，且没有经历长时间的补贴激励，现阶段成本仍然较高，也导致光热发电在多能互补项目中装机占比较小。”浙江可胜技术股份有限公司董事长金建祥对记者分析，目前光伏和光热的配比在6:1-9:1之间，并不能完全满足风光大基地自我调节需求。

金建祥认为，降低光热发电成本，一方面要靠规模扩大；另一方面，技术创新尤为重要，希望同行能够更多关注技术创新。

“如果当前的发展势头保持下去，同时推动新技术逐步走向应用，光热发电成本快速下降指日可待。”金建祥表示，未来光热发电的单机规模将快速扩大到20-30万千瓦，预计经过3年左右时间，光热发电成本将降到0.6元/千瓦时以内，考虑到其自带储能的特性，这一成本将具有竞争力。未来，在多能互补项目中，风电、光伏、光热配比将达到1:1:1，从而使光热的调峰性能得到保障。

针对光热价值打折扣问题，上述央企相关人士建议，有条件的省份和地区可研究出台财政、价格、土地等支持光热发电规模化发展的配套政策，提前规划百万千瓦级、千万千瓦级光热发电基地，率先打造光热产业集群。

在目前的政策环境下，如何发展光热发电？

《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》《“十四五”现代能源体系规划》等文件都强调：发展储热型光热电站，积极推动“风光储”一体化；太阳能(5.750, -0.03, -0.52%)热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。

在缺乏光热发电上网电价传导机制的情况下，采用光伏、风电、光热打捆的多能互补一体化项目方式，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损。这样的开发模式对缓解光热发电产业链生存危机发挥了积极作用。

地方政府在组织多能互补一体化项目时，按照项目开发商能够接受的最低投资收益确定了光热发电与风电和光伏的容量配比。在多能互补一体化项目中，光热发电按照当地燃煤发电的基准电价上网是亏损的，需要通过风电和光伏发电的利润空间来弥补。这导致投资方为了达到合理的投资收益，大幅削减光热发电的投资，聚光集热系统的容量大幅度缩减，导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣，丧失了光热发电站长时储能的技术优势，这是多能互补一体化项目建设中出现的新问题。

目前，新能源基地建设中包含的光热发电项目，基本上沿用了多能互补一体化项目的模式，将新能源基地分解为若干个多能互补一体化建设项目，并没有考虑新能源基地的电力输出特性。在新能源基地建设中，要立足于外送100%新能源电力，尽可能不占用系统现有的调节资源，自己解决储能和调节问题，这样才能够起到“先立后破”的示范作用。因此，要首先对新能源基地开展系统研究，明确光热发电的装机容量和功能，并建立光热发电上网电价的传导机制，才能使光热发电在新能源基地中发挥更大作用。

支持光热发电稳步发展的相关建议

第一，要给予光热发电稳定的价格政策。稳定的电价政策对可再生能源发展至关重要，建议借鉴2019年~2020年支持光伏发电、2020年~2022年支持生物质发电的做法，按照“以收定支”方式，在“十四五”期间每年安排一定数量的资金支持新增光热发电项目建设。推动已建成项目纳入补贴清单，同时对原投资方已明确退出的示范项目，应允许地方政府选择合适的投资方继续建设。

第二，通过专项资金，支持光热发电新技术研发和新技术示范工程。建议通过可再生能源发展专项资金安排相关资金，采用类似于光伏“领跑者项目”的方式，以招标方式鼓励技术先进、成本降低较快的技术路线，支持光热发电先进技术研发和示范应用。同时，在国家发展改革委、科技部等科技创新项目中，安排资金支持光热发电关键性或原创性技术的研究。例如，超临界二氧化碳热发电技术、600℃高温槽式和塔式光热发电技术、光热发电与火电联合运行技术、光热储能电站技术、太阳能高温集热和化学能耦合发电技术、光热发电热电联产技术等。

第三，鼓励风电光伏和光热一体化项目的建设，实现产业的可持续发展。考虑到光热发电成本在“十四五”期间仍较高，地方财政支持难度较大，基于在资源较好地区风电、光伏发电可以实现低价的前提下，建议沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地中持续安排一定容量的光热发电装机，通过低价的风电、光伏发电项目平衡消化光热发电的成本，实现风电、光伏、光热（及水电）等多种可再生能源互补的平价上网就地消纳或平价远距离外送消纳。“十五五”期间，通过电力市场建设，直接发挥光热发电其快速响应和清洁能源优势，确立在市场中的定位。建议在各类示范区、特高压外送和多能互补基地建设中安排光热发电项目，将配置一定规模的光热发电的项目作为项目优选条件，充分发挥光热电站储热可控输出作用，进而保持光热产业足够的市场规模，为产业后续实现市场化发展提供基本条件。