在成都举办的2026第十三届中国国际光热大会上，国网山西省电力公司教授级高级工程师赵俊屹发表《电力市场中光热发电技术价值体现》主题报告。

图：赵俊屹

作为深耕电网运行控制、电力市场化与新能源并网管理的行业专家，赵俊屹提出，光热发电必须跳出“单纯绿色发电单元”的传统定位，转向调节型、支撑性电源的核心价值，通过技术路线适配与运营模式升级，在电能量、辅助服务、容量补偿等多重市场中兑现收益，真正成为新型电力系统的“全能公共卫士”。

市场化转型深水区，

光热不能再走“靠发电吃饭”的老路

赵俊屹首先梳理了行业发展的宏观背景：双碳目标驱动下，我国能源转型速度持续超预期：

·2020年气候峰会承诺到2030年风光装机达12亿千瓦以上，2026年将提前四年达标，同时迎来电力系统碳达峰时刻；

·2025年9月，国家进一步提出到2035年风光总装机力争达到36亿千瓦的更高目标。

截至2026年一季度末，全国可再生能源累计装机约24亿千瓦，占总装机超六成；风电、太阳能发电累计装机约19亿千瓦，占总装机接近一半；一季度风光发电量合计约5809亿千瓦时，合计占全社会用电量比重已超23%。

相比之下，光热发电规模仍处起步阶段，截至2026年3月底全国装机仅202万千瓦，一季度累计发电量3.5亿千瓦时，折合年度平均利用小时仅192.3小时，同期风电为465.2小时、光伏为222.3小时，光热利用水平与设备投资强度严重不匹配。

与此同时，电力系统正经历从“计划主导”到“市场驱动”的深层变革。我国已形成“统一市场、两级运作”的电力市场体系，2025年全国市场化交易电量占比已达64%；电能量现货市场已全面建成，新能源主体全部入市；辅助服务市场加速完善，西北五省已全部开展调频、调峰服务，除青海外各省还细化了容量、备用市场规则。

赵俊屹指出，过去光热行业更多关注制造端、建设端的成本下降，但经济性的本质最终由产出回报决定。如果只盯着发电量收益，受光照资源禀赋限制，设备年利用小时长期偏低，常规岛等重资产投资效率不足，很难真正跑出规模化发展的加速度。新型电力系统缺的不是电量，而是调节资源与稳定资源——这正是光热发电的核心价值所在，也是其在市场化环境下的核心赛道。

重新定位：

光热是新型电力系统的“全能公共卫士”

赵俊屹系统拆解了光热发电的本质特性，认为其与风电、光伏有着本质区别：风光是“资源主导型”电源，出力随自然条件波动；而光热是“全能型调节主体”，兼具绿色发电、同步支撑、优质调节、多能联供多重属性。

优势层面，光热发电有五大核心特质：

1、物理支撑属性强：采用同步汽轮发电机技术路线，天然具备机械惯量、频率特性与电压调节能力，可提供调频、调压、黑启动等系统服务，调节速率可达煤电的2-3倍，是电力电子化系统中稀缺的稳定资源。

2、热电天然解耦：配套熔盐储热可实现能量时移，支撑长周期连续调节，能够平抑新能源出力波动，匹配负荷曲线。

3、全生命周期环境友好：对环境无不可逆公害，熔盐、钢材、土地等资源均可回收利用。

4、运行周期长：相比其他新能源利用形式，具备更长的稳定运营寿命。

5、场景延展性强：可拓展热电联供、电热互补等多种模式，适配多元用能需求。

短板同样清晰：弱资源广域收集、工程工艺链条长、多环节能量转换、高度依赖土地与光照资源，共同推高了初始投资成本。

赵俊屹强调，西北沙戈荒地区普遍呈现“大电网弱连接、大基地弱支撑、大电源小负荷、大系统弱支撑”的特征，高比例新能源并网后，电压、频率、功角稳定风险显著上升。光热作为新能源中唯一的惯量同步发电技术，恰恰是解决上述系统痛点的关键，是大基地场景下天然的“安全卫士”。

四大技术路线，

适配电力市场价值兑现

基于对电力市场与光热特性的判断，赵俊屹提出了四条适配市场化发展的技术升级路径，推动光热从“发电为主”向“调节+发电+支撑”多元价值转型。

路线一：高利用率、高调节性技术，提升资产效率

针对光照资源波动导致的机组启停频繁、利用小时偏低的痛点，赵俊屹建议，行业应聚焦开发年设计利用小时4000-5000小时、功率调节范围覆盖20%-100%的光热电站。

一方面通过长时储热平滑出力，减少启停次数，延长连续运行周期，提升常规岛资产的利用率；另一方面拓宽调节区间，匹配系统调峰需求，让机组既能在高光时段满发，也能在低光时段深度调峰，适配现货市场的价格波动。在他看来，只有把设备利用小时提上来，光热的单位投资成本才能真正摊薄，经济性才能实现质的突破。

路线二：高安全性、高支撑性技术，兑现系统稳定价值

赵俊屹指出，光热电站不能只把自己当成“发电厂”，更要主动承担系统稳定的功能。尤其在西北网架薄弱、新能源集中的区域，光热的同步惯量、电压支撑、故障响应能力，是构网型储能、电力电子设备无法完全替代的稀缺资源。

他建议，行业应强化光热电站的电网支撑性能设计，在规划阶段就对接系统安全需求，将稳定支撑能力作为核心指标。西北各省也应在设计配比、规划布局、建设接入、调度运行等环节，为光热创造应用场景，让优质调节稳定资源切实发挥作用。

路线三：“光热+电热”双向转换，借现货电价降本增效

赵俊屹重点推介了“电-热-电”双向转换技术：在光热电站中配套电加热装置，当电力现货市场出现低价电甚至负电价时，用电加热熔盐储热；在电价高峰时段，再通过熔盐放热发电。

他透露，以青海、甘肃、新疆等省级电力市场为例，新能源大发时期系统供大于求，连续多日多时段现货交易价格达到"地板价"0.4元/千瓦时，用电加热储热的热源成本远低于聚光集热系统。这套方案既能消纳富余新能源，又能显著提升常规岛的运行小时数，让原本只运行2000多小时的汽轮发电机提升至三四千小时，大幅提高资产回报率。

更进一步，大型风光基地甚至可以考虑“无镜场纯电热电厂”模式，用电加热熔盐替代燃煤机组，为全绿电基地提供连续稳定的支撑与调节能力。

路线四：光热+电热+长时储热，解锁容量电价收益

赵俊屹表示，早期光热配置储热主要为了“增发”，解决夜间停机问题；而在市场化阶段，储热的核心价值转向“调峰顶峰”——将高光时段的能量平移至负荷高峰时段输出，获得长时顶峰能力。

这种能力恰好契合当前容量补偿、容量电价的政策导向。项目通过长时储热获得可靠的顶峰出力，即可纳入可靠容量范畴，获取容量电价保底补偿，大幅降低经营压力，形成“电能量收益+辅助服务收益+容量收益”的多元盈利结构。

五点建议：

全链条拥抱市场化转型

报告最后，赵俊屹从定位、规划、产业、运营等维度给出了行业发展建议。

第一，转变发展定位。光热行业要从“验证自身发电能力”转向“展示系统服务价值”，主动融入新型电力系统大家庭，以服务系统实现自身价值。

第二，优化规划逻辑。项目规划不能只看光资源与土地，必须统筹四大要素：光资源及土地资源、风光新能源开发规划、电网网架及外送通道、就地电负荷与热负荷发展规模，让电站设计真正匹配系统需求。

第三，装备规模化降本。塔式、槽式等成熟技术路线，应尽快在100MW-300MW容量区间形成系列化、成套化装备体系，聚焦中小型等级打造规模化优势，快速拉低设备成本。

第四，面向市场运营。电站投运后，运营端要从“盯着调度”转向“盯着市场”，研究电能量、辅助服务、容量补偿、绿电绿证、多能互补等多重市场的规则与套利空间，主动参与交易与规则制定。

第五，把握时间窗口。当前新型电力系统正缺调节与稳定资源，是光热发展的黄金窗口期。如果错过这一轮，待构网型等替代技术成熟，行业将错失发展良机。

赵俊屹总结，光热发电的价值从来不止于发多少绿电，更在于它能为高比例新能源系统提供稳定、调节与安全保障。找准定位、适配市场、扬长避短，行业才能真正从示范走向规模化，成长为新型电力系统中不可或缺的核心支撑力量。