经济观察报 记者 王雅洁 在全球化石能源危机和环境污染的双重挑战下，光热发电作为兼具新能源发电与大容量储能的成熟技术路线之一，因其具备电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性而日益受到重视。
中广核新能源光热研究院副总经理尹航认为，在“双碳”战略目标下，随着新一代电力系统的加速构建，需要大力发展太阳能热发电这样具有大规模储能和电网同步机特性的电源。
未来，大规模的太大阳能热发电能够逐步替代火电等高碳能源，作为可再生能源的入网调节手段，是作为可再生能源高占比电网的重要支撑。
但是，光热发电的规模化发展面临诸多挑战。
尹航建议，在现阶段，体现灵活调节和顶峰价值的电力市场仍在不断完善。下一步，有关部门应尽快建立光热两部制电价机制，才能体现光热的综合价值。为实现光热支持政策的有效过渡，建议参考煤电和抽蓄电价机制，同步建立光热两部制电价机制。
截至2024年11月，我国十兆瓦级规模以上并网光热发电机组容量为57万千瓦，我国在建/推进中的光热发电项目共计有35个，总装机超过300万千瓦。
经济观察报：国内光热行业的发展，呈现出哪些最新特征和趋势？
尹航：我国太阳能热发电产业起步较晚，但通过国家示范项目的推进和企业的自主创新与研发，各光热示范电站的运行性能不断提高，逐步进入稳定发电期，发电量大幅提升，部分技术已走在国际前列。
经过“十四五”光热发电的规模化发展，我国光热发电在技术水平和经济性方面将有明显提升，光热装机将进一步提升。
提高电力系统中灵活性电源的比例，提升可再生能源电源快速调节负荷的能力，是有效承接未来高比例可再生能源的前提。
随着我国能源绿色转型加速推进，新型电力系统对光热发电的需求愈加迫切，“十五五”时期，我国风电、光伏装机占比将进一步提升，对于灵活性调节资源的需求也将进一步增大。光热发电作为稀缺的储能和灵活调节电源，具备广阔的发展前景。
根据七省区（甘肃、青海、宁夏、新疆、西藏、内蒙古、吉林）“十四五”能源发展规划，到“十四五”末，七省区能源总装机容量将达到8.26亿千瓦以上。“十四五”期间我国灵活调节电源占比从18.5%提升至24%，预计七省区将新增灵活调节电源装机约4540万千瓦。到2030年，七省区能源总装机容量将超过11亿千瓦，灵活调节电源占比从24%提升至30%，预计七省区将新增灵活调节电源装机6547万千瓦。
假定“十五五”时期七省区的新增光热装机占新增灵活调节电源装机的比例为40%，则“十五五”时期七省区新增光热装机约2619万千瓦，平均每年新增524万千瓦。
经济观察报：国内光热行业的发展，存在哪些堵点、卡点？
尹航：第一点，产业规模效应尚未释放，度电成本依然较高。
光热发电处于发展初期，度电成本仍较高。2021年6月，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）规定：2021年起，新核准（备案）光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。在我国光热发电产业发展的初期阶段，取消电价补贴，在一定程度上抑制了市场需求。
由于光热发电项目初始投资高，在没有国家电价政策和补贴的情况下，资金对光热电站的投资积极性不足，市场技术迭代机会欠缺，相关设计、施工、设备等未能有机会实现标准化、集约化，产业规模效应尚未释放，导致度电成本仍较高，阻碍了快速迈向大规模发展。
第二点，缺乏相关政策支持，光热的调节价值无法充分体现。
光热发电是具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，是唯一具有替代煤电潜力的新能源技术。但地方政府在组织多能互补一体化项目时，由于光热部分单位投资较高，“光热+”模式普遍存在光热减配、装机比例过低等问题，导致光热无法完全满足项目调节需求，未作为理想的低碳调节电源得到充分发展。故当下的电价机制与发展模式无法体现光热发电对电网的支撑调节价值。
此外，光热发电对构建新型电力系统的价值，包括增加电力系统调峰能力，促进风电、光伏发电的消纳等，尚未有定量的数据和价格体现。
面对当前光热发展状况，现行的电价机制、融资环境、土地政策、税收政策等无法为光热发电的规模化发展提供有力支撑。同时，由于光热发电大多分布在欠发达地区，地方财政没有能力对其进行补贴，高出当地燃煤基准电价的部分无法向后传导，无法形成有效的光热发电上网电价的传导机制，光热发电市场需求受到抑制。
经济观察报：针对上述问题，有什么应对建议？比如开发模式上，如何破局？
尹航：加大单机规模可以显著降低光热发电的度电成本，并充分发挥光热电站调峰支撑能力。通过首批光热发电示范项目建设以及本轮“光热+”项目的建设，50MW、100MW、200MW等级的光热发电项目已经在技术上证明完全可行。下阶段应重点发展更大规模的光热发电技术，并辅以光热容量电价政策予以扶持。
光热发电机组的系统配置是灵活多样的，机组的发电量和灵活调节能力与光热发电机组的系统配置密切相关，系统配置还与机组的经济性紧密相连，直接关系到光热电站度电成本的高低。因此，要使光热发电机组在新能源基地中发挥应有的作用，首先政府主管部门要组织相关单位根据电源结构和电力输出要求开展系统研究，根据系统研究结果确定光热发电机组的功能定位，并对光热发电项目提出明确的功能要求。光热发电项目投资商要根据系统对光热发电项目的技术要求，研究确定机组的系统配置降本。
由于光热发电系统存在不同的聚光集热技术路线，即使按照同样的机组功能，系统配置也有所不同，在经济性方面也存在差异。因此，通过公开竞价招标方式选择开发商并确定上网电价，对降低光热发电项目上网电价、促进光热发电技术进步、营造市场公平竞争环境大有益处。
新能源基地与零散的新能源发电项目不同，其装机规模可达千万千瓦以上，光热发电的装机容量可达上百万千瓦。因此，光热发电项目的上网电价可根据所有投标项目的平均上网电价确定，低于平均电价的项目中标。光热发电装机容量尚有缺额，则可以进行第二轮招标。第二轮招标则以第一轮招标确定的上网电价为条件，通过综合打分确定电源开发商，这样可以使新能源基地的光热发电项目执行相同的上网电价开发模式。
经济观察报：在电价政策方面，你又有哪些建议？未来应该通过哪些具体举措，来真正体现光热综合价值？
尹航：建立光热两部制电价机制，便能体现光热综合价值。电量电价由竞争方式形成，与电力市场建设进度相衔接；容量电价由政府核定，容量电费通过系统运行费疏导。
建议相关部门组织开展光热容量电价标准核定工作，指导地方进行光热容量电价试点，可参考煤电容量电价水平，给予光热330元/kW/年。同时，针对“光热+”一体化电站，按照电站整体顶峰最大可调出力进行结算，进一步体现一体化电站的综合优势。
还应完善光热发电的电力市场机制，提高光热等绿色支撑调节电源的经济性。
一是加快西部地区电力现货市场建设，适当放开市场限价，支持光热电站通过市场化方式获取顶峰收益。
二是完善辅助服务市场建设，根据各地系统运行需求增加爬坡、转动惯量、备用等辅助服务品种，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，发挥光热电站在平衡调节能力的比较优势，理顺平衡调节服务价值链。
三是评估不同支撑调节资源对系统的贡献，建立反映时长特征的市场化容量补偿机制，为长时调节电源提供多年收益预期，激励光热等高置信容量新能源的投资。
四是将可再生能源电力消纳责任向更多重点用能单位分解，设定高耗能行业绿色电力消费比例，结合绿电和绿证交易，拉动对风电、光伏和光热电力的需求。
王雅洁经济观察报部门主任
ESG创新部主任、高级记者
专注ESG领域专业报道，擅长宏观经济、国企国资领域报道，聚集深度分析报道、调查报道、政策解读以及资本市场。
