記者王雅潔在全球化石能源危機和環境污染的雙重挑戰下，光熱發電作為兼具新能源發電與大容量儲能的成熟技術路線之一，因其具備電力輸出穩定、可靠、調節靈活的特性而日益受到重視。

中廣核新能源光熱研究院副總經理尹航認為，在“雙碳”戰略目標下，隨著新一代電力系統的加速構建，需要大力發展太陽能熱發電這樣具有大規模儲能和電網同步機特性的電源。

未來，大規模的太大陽能熱發電能夠逐步替代火電等高碳能源，作為可再生能源的入網調節手段，是作為可再生能源高占比電網的重要支撐。

但是，光熱發電的規模化發展面臨諸多挑戰。

尹航建議，在現階段，體現靈活調節和頂峰價值的電力市場仍在不斷完善。下一步，有關部門應盡快建立光熱兩部制電價機制，才能體現光熱的綜合價值。為實現光熱支持政策的有效過渡，建議參考煤電和抽蓄電價機制，同步建立光熱兩部制電價機制。

截至2024年11月，我國十兆瓦級規模以上并網光熱發電機組容量為57萬千瓦，我國在建/推進中的光熱發電項目共計有35個，總裝機超過300萬千瓦。

經濟觀察報：國內光熱行業的發展，呈現出哪些最新特征和趨勢？

尹航：我國太陽能熱發電產業起步較晚，但通過國家示范項目的推進和企業的自主創新與研發，各光熱示范電站的運行性能不斷提高，逐步進入穩定發電期，發電量大幅提升，部分技術已走在國際前列。

經過“十四五”光熱發電的規模化發展，我國光熱發電在技術水平和經濟性方面將有明顯提升，光熱裝機將進一步提升。

提高電力系統中靈活性電源的比例，提升可再生能源電源快速調節負荷的能力，是有效承接未來高比例可再生能源的前提。

隨著我國能源綠色轉型加速推進，新型電力系統對光熱發電的需求愈加迫切，“十五五”時期，我國風電、光伏裝機占比將進一步提升，對于靈活性調節資源的需求也將進一步增大。光熱發電作為稀缺的儲能和靈活調節電源，具備廣闊的發展前景。

根據七省區（甘肅、青海、寧夏、新疆、西藏、內蒙古、吉林）“十四五”能源發展規劃，到“十四五”末，七省區能源總裝機容量將達到8.26億千瓦以上。“十四五”期間我國靈活調節電源占比從18.5%提升至24%，預計七省區將新增靈活調節電源裝機約4540萬千瓦。到2030年，七省區能源總裝機容量將超過11億千瓦，靈活調節電源占比從24%提升至30%，預計七省區將新增靈活調節電源裝機6547萬千瓦。

假定“十五五”時期七省區的新增光熱裝機占新增靈活調節電源裝機的比例為40%，則“十五五”時期七省區新增光熱裝機約2619萬千瓦，平均每年新增524萬千瓦。

經濟觀察報：國內光熱行業的發展，存在哪些堵點、卡點？

尹航：第一點，產業規模效應尚未釋放，度電成本依然較高。

光熱發電處于發展初期，度電成本仍較高。2021年6月，《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》（發改價格〔2021〕833號）規定：2021年起，新核準（備案）光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。在我國光熱發電產業發展的初期階段，取消電價補貼，在一定程度上抑制了市場需求。

由于光熱發電項目初始投資高，在沒有國家電價政策和補貼的情況下，資金對光熱電站的投資積極性不足，市場技術迭代機會欠缺，相關設計、施工、設備等未能有機會實現標準化、集約化，產業規模效應尚未釋放，導致度電成本仍較高，阻礙了快速邁向大規模發展。

第二點，缺乏相關政策支持，光熱的調節價值無法充分體現。

光熱發電是具有靈活調節和系統支撐能力的可再生能源發電技術，是唯一具有替代煤電潛力的新能源技術。但地方政府在組織多能互補一體化項目時，由于光熱部分單位投資較高，“光熱+”模式普遍存在光熱減配、裝機比例過低等問題，導致光熱無法完全滿足項目調節需求，未作為理想的低碳調節電源得到充分發展。故當下的電價機制與發展模式無法體現光熱發電對電網的支撐調節價值。

此外，光熱發電對構建新型電力系統的價值，包括增加電力系統調峰能力，促進風電、光伏發電的消納等，尚未有定量的數據和價格體現。

面對當前光熱發展狀況，現行的電價機制、融資環境、土地政策、稅收政策等無法為光熱發電的規模化發展提供有力支撐。同時，由于光熱發電大多分布在欠發達地區，地方財政沒有能力對其進行補貼，高出當地燃煤基準電價的部分無法向后傳導，無法形成有效的光熱發電上網電價的傳導機制，光熱發電市場需求受到抑制。

經濟觀察報：針對上述問題，有什么應對建議？比如開發模式上，如何破局？

尹航：加大單機規模可以顯著降低光熱發電的度電成本，并充分發揮光熱電站調峰支撐能力。通過首批光熱發電示范項目建設以及本輪“光熱+”項目的建設，50MW、100MW、200MW等級的光熱發電項目已經在技術上證明完全可行。下階段應重點發展更大規模的光熱發電技術，并輔以光熱容量電價政策予以扶持。

光熱發電機組的系統配置是靈活多樣的，機組的發電量和靈活調節能力與光熱發電機組的系統配置密切相關，系統配置還與機組的經濟性緊密相連，直接關系到光熱電站度電成本的高低。因此，要使光熱發電機組在新能源基地中發揮應有的作用，首先政府主管部門要組織相關單位根據電源結構和電力輸出要求開展系統研究，根據系統研究結果確定光熱發電機組的功能定位，并對光熱發電項目提出明確的功能要求。光熱發電項目投資商要根據系統對光熱發電項目的技術要求，研究確定機組的系統配置降本。

由于光熱發電系統存在不同的聚光集熱技術路線，即使按照同樣的機組功能，系統配置也有所不同，在經濟性方面也存在差異。因此，通過公開競價招標方式選擇開發商并確定上網電價，對降低光熱發電項目上網電價、促進光熱發電技術進步、營造市場公平競爭環境大有益處。

新能源基地與零散的新能源發電項目不同，其裝機規模可達千萬千瓦以上，光熱發電的裝機容量可達上百萬千瓦。因此，光熱發電項目的上網電價可根據所有投標項目的平均上網電價確定，低于平均電價的項目中標。光熱發電裝機容量尚有缺額，則可以進行第二輪招標。第二輪招標則以第一輪招標確定的上網電價為條件，通過綜合打分確定電源開發商，這樣可以使新能源基地的光熱發電項目執行相同的上網電價開發模式。

經濟觀察報：在電價政策方面，你又有哪些建議？未來應該通過哪些具體舉措，來真正體現光熱綜合價值？

尹航：建立光熱兩部制電價機制，便能體現光熱綜合價值。電量電價由競爭方式形成，與電力市場建設進度相銜接；容量電價由政府核定，容量電費通過系統運行費疏導。

建議相關部門組織開展光熱容量電價標準核定工作，指導地方進行光熱容量電價試點，可參考煤電容量電價水平，給予光熱330元/kW/年。同時，針對“光熱+”一體化電站，按照電站整體頂峰最大可調出力進行結算，進一步體現一體化電站的綜合優勢。

還應完善光熱發電的電力市場機制，提高光熱等綠色支撐調節電源的經濟性。

一是加快西部地區電力現貨市場建設，適當放開市場限價，支持光熱電站通過市場化方式獲取頂峰收益。

二是完善輔助服務市場建設，根據各地系統運行需求增加爬坡、轉動慣量、備用等輔助服務品種，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，發揮光熱電站在平衡調節能力的比較優勢，理順平衡調節服務價值鏈。

三是評估不同支撐調節資源對系統的貢獻，建立反映時長特征的市場化容量補償機制，為長時調節電源提供多年收益預期，激勵光熱等高置信容量新能源的投資。

四是將可再生能源電力消納責任向更多重點用能單位分解，設定高耗能行業綠色電力消費比例，結合綠電和綠證交易，拉動對風電、光伏和光熱電力的需求。