甘肃是我国光热发电产业的先行者与领航者，自国家首批光热示范项目建设以来，一直走在全国前列，是我国光热规模化开发的战略高地。

一、甘肃光热项目分析

据CSPPLAZA统计，截至2026年4月底，甘肃已投运商业化光热电站总装机560MW；在建/拟建光热项目总装机450MW。（注：仅统计40MW以上商业化光热电站装机，未统计玉门鑫能50MW项目）

从技术路线看，塔式、槽式、菲涅尔式三大主流技术路线在甘肃均有落地。

从地域分布看，甘肃光热产业布局高度集中，集聚于酒泉市下辖的玉门、金塔、阿克塞、敦煌、瓜州五地。

这些区域太阳能直接辐照强度高、年平均日照时长3000小时以上；坐拥连片平坦戈壁荒漠，用地成本低、建设条件好，是甘肃境内最适宜规模化发展光热发电的区域。

二、甘肃光热相关政策解读

自《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）发布后，甘肃省从宏观政策引领、电价保障机制、竞价准入标准到现货交易规则，形成了一套较为清晰的光热市场化制度体系。

（一）宏观政策引领

甘肃规划到2030年，新能源装机达到1.6亿千瓦以上，2026年新能源装机规模达到1亿千瓦。截至2025年12月底，甘肃新能源装机总量达到8041.56万千瓦。

2026年3月，《甘肃省“新能源+”行动实施方案》明确提出积极推进光热发电项目建设，鼓励配置或预留电加热系统，鼓励光热与风电、光伏、储能一体化规划、建设与调度运行，支持在新能源外送基地配套布局光热项目。

紧随其后发布的甘肃省“十五五”规划纲要，进一步提出有序实施大容量光热、外送通道配套光热、“光热+风光”一体化等项目，不断拓展光热发电开发利用新场景，扩大光热装备制造生产规模，构建光伏光热制造全产业链。

省级政策引领下，酒泉、张掖两地相继出台支持政策：

酒泉“十五五”规划建议提出，做大光热装备产业链，扩大反射镜、定日镜、高温熔盐真空集热管等特色装备产能，建设国内最大的光热核心装备供应基地；

《张掖市“新能源+”产业发展规划》提出积极探索“光热+光伏+储能”等多能互补联合运行模式、推动光热等项目产生的减排量进入市场交易等措施。

省级与地方政府合力，将光热发电纳入甘肃新能源融合发展的核心体系，为“十五五”时期光热产业规模化发展划定了清晰方向。

（二）机制电价保障

2025年9月发布的《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》（516号文）构建了存量与增量光热项目差异化的收益保障体系。

存量光热项目：

2025年6月1日前全容量并网的光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目），上网电量全额纳入机制电量范围，自2026年1月1日起统一入市交易。

项目以0.3078元/kWh为基准电价执行差价结算，执行期限按照剩余全生命周期合理利用小时数与投产满20年较早者确定。

增量光热项目：

2025年6月1日后投产，且未纳入过机制电量范围的项目，需与风电、光伏同场同权参与分批次竞量竞价。

2025年，甘肃已完成两批次全省统一竞价，两次竞价的机制电量规模分别为8.3亿千瓦时和15.2亿千瓦时，出清电价均为0.1954元/kWh，机制电量收益锁定12年。

增量项目机制电量计算规则：

所有纳入机制电量范围的光热项目，统一实行“低价补差、高价返还”的差价结算机制，即

差价结算费用=机制电量×（机制电价-新能源市场交易均价）

其中，为避免单个项目全电量入围机制电量后非理性报价干扰市场，增量项目申报机制电量规模限制了上限：

项目申报机制电量规模上限=项目装机容量×上一年度同类型电源（风电/光伏）平均发电利用小时数×（1-年自发自用电量占发电量比例下限）×（1-平均厂用电率）×80%

自发自用电量比例按照省级能源主管部门规定执行，未做出规定时该数值取零；光热的平均发电利用小时数按项目设计年利用小时数核算。

（三）竞价准入统一

作为516号文的重要补充，2026年4月，国网甘肃省电力公司发布《关于进一步明确增量新能源项目竞量竞价申报资格的通知》，统一了全省竞价申报与并网执行口径，解决了此前标准不一、规则模糊的问题。

1、明确光热与风光同场同权：光热与集中式光伏、风电执行同等申报条件、同等并网要求、同等管理标准；

2、统一并网认定标准：光热项目以电力业务许可证载明的并网时间作为全容量并网与投产时间的唯一依据，分多次办理电力业务许可证的，以最晚许可证上的时间为准；

3、强化约束机制：已竞得机制电量的项目，若实际投产时间晚于申报时间6个月及以上，其机制电量与电价将直接作废，且不得再参与后续批次的机制电量竞价。

（四）现货市场规则落地

2026年3月，甘肃省工信厅等四部门联合发布《甘肃电力现货市场规则（V3.2）》，自4月1日起正式执行，系统性明确光热发电市场定位、参与方式与运行要求。

规则将光热电站分为两类，执行差异化的现货参与方式：

全额纳入机制电量的光热电站：2025年6月1日前投产的不含沙戈荒存量光热项目，以报量不报价方式参与，结算时按机制电价执行差价补偿；

普通光热电站：以报量报价方式自主申报量价曲线，与煤电、风光同台竞价出清。

上网电量原则上全部进入电力市场。当现货均价低于机制电价时，电网补足差价；当现货均价高于机制电价时，企业退还超额收益。

以100MW全额纳入机制电量的项目为例：

若某日现货均价为0.18元/kWh，发电220万kWh，那么现货收入=220万kWh×0.18元/kWh=39.6万元；

机制电价为0.3078元/kWh，因现货价低于机制电价，电网需补足差额=（0.3078-0.18）×220万kWh≈28.12万元；

则该项目当日实际收入为67.72万元。

光热电站在现货市场中具备独特优势。凭借6—15小时熔盐储热系统，光热电站可在现货低价时段储热，在高价时段发电，稳定实现收益。

结语

总体而言，甘肃在光热市场化交易规则体系建设上走在了全国前列，但与青海相比，甘肃存在明显短板：

青海已率先印发《关于促进光热发电规模化发展的若干措施》，并配套出台十项具体措施，这是首个省级层面的光热发电规模化发展完整落地细则，而甘肃未出台该专项政策。

电价方面，青海针对光热产业出台专属电价扶持政策，明确纳入省级示范计划的光热项目执行保障性固定电价，增量项目竞价下限0.55元/kWh，逐年适度退坡，为项目锁定了稳定的收益底线；

而甘肃现行政策中，仅2025年6月1日前投产的存量光热项目（不含沙戈荒基地配套项目）可执行0.3078元/kWh的燃煤基准价保底机制，增量项目未设置光热专属电价，需与风电、光伏等同台参与市场竞价。光热电站初始投资较高，在无专属价格保护的市场化竞争中成本劣势凸显，影响了市场主体的投资积极性。

容量补偿方面，《青海省发电侧可靠容量补偿机制（征求意见稿）》已明确将光热列入，而甘肃发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》未明确将光热纳入补偿范围，使得项目收益结构缺少重要一环，其作为新型电力系统“稳定器”的调峰、保供、支撑价值未能得到充分体现。

要激发光热发电项目的投资积极性，推动甘肃光热发电市场发展，甘肃在政策机制建设上仍需进一步研究细化。