7月10日，青海省发改委、能源局、西北电监局、青海省自然资源厅、林草局等五部门联合发布《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》（下文简称“通知”），根据通知：

光热一体化项目(指光热与光伏、风电等新能源的一体化项目)可不配套其他调节能力设施。新能源与光热比例最高为6∶1。纳入2021、2022年建设方案并如期并网的光热项目，上网电价按照煤电基准电价执行（青海煤电标杆电价为0.3247元/kWh，风电、光伏执行0.2277元/kWh）。

2023年4月，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，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。暂按内蒙古80万千瓦，甘肃70万千瓦，青海100万千瓦，宁夏10万千瓦，新疆20万千瓦配置。

2022年，新疆自治区曾下发大量“光伏：光伏=9:1”的市场化并网项目，通过配置一定比例光热来调节光伏的出力。

光热发电优势多，却被成本拦住脚步

光热发电兼具调峰电源和储能双重功能。光热发电机组配置储热功能后，热量产生时并不全都用掉它们，而是利用加热熔盐的方式存储一部分热量，保存在特制的保温储罐直到需要的时候再取出来。存储在熔盐中的热能可以维持发电数个小时，理论上甚至能达到数天。具备这种特殊能力的光热电站，可实现用新能源调节、支撑新能源，为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段。电力规划设计总院以新疆电网为例模拟计算光热发电调峰作用，结果发现，假定建设100万千瓦至500万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量10.2%至37.6%。

同时，光热发电产业链长，可消化提升特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业，还可带动新材料、智能控制等新兴产业发展，光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。

为推动我国光热发电技术产业化发展，国家能源局2016年启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦，开启了我国光热发电的商业化进程。通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，目前设备国产化率超过90%，为后续光热发电技术大规模发展奠定了坚实基础。截至2022年底，我国并网发电光热发电示范项目共9个，总容量55万千瓦。对比“每年新增开工规模达到300万千瓦左右”目标，光热发电规模有望迎来高速增长。

但在实际发展中，光热发电规模已被光伏发电远远甩开。目前制约我国光热发电可持续发展的主要因素在于相关政策缺乏连续性，比如，2016年国家发展改革委核定太阳能热发电标杆上网示范电价后，企业建设热情高涨；2020年初出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，光热发电的良好发展势头受到明显影响。政策不明确导致当前我国光热发电缺乏市场发展空间，成本也无法通过规模化应用持续降低，处于起步阶段的光热发电产业举步维艰。同时，现行融资环境、土地政策、税收政策无法为光热发电健康发展提供有力支撑。

借着推动光热发电规模化发展的东风，还需鼓励有条件的省份和地区尽快研究出台财政、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、千万千瓦级光热发电基地，率先打造光热产业集群。内蒙古、甘肃、青海、新疆等光热发电重点省份（自治区）能源主管部门要积极推进光热发电项目规划建设，根据研究成果及时调整相关规划或相关基地实施方案，统筹协调光伏、光热规划布局，合理布局或预留光热场址，在本省新能源基地建设中同步推动光热发电项目规模化、产业化发展。充分发挥光热发电在新能源占比逐渐提高的新型电力系统中的作用，推动光热发电实现关键一跃。

光热发电的技术路线

按照聚光方式来划分，光热发电分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式四种技术路线。其中塔式和碟式为点聚焦，槽式和线性菲涅尔式为线聚焦。目前，应用较为广泛的为槽式和塔式技术路线。在全球主要国家和地区的光热发电装机中，槽式占比77%，塔式占比20%；我国光热装机则采用塔式技术较多，占比63%，槽式占比26%

1、槽式

槽式光热发电技术是将平行于槽形抛物面主轴线的太阳辐射聚焦到集热管中，并将多个槽形抛物面聚光集热器经过串并联组合构成聚光集热系统，以此吸收太阳辐射能，产生过热蒸汽驱动发电机组发电。槽式技术的优点在于聚光与集热系统部件简单、能量收集跟踪控制简便，但其聚光较低、散热面积较大，从而导致光热转化效率和系统工作温度较低。

槽式太阳能发电系统包括导热油槽式太阳能发电系统和熔盐槽式太阳能发电系统，其主要区别在于传热介质分别采用导热油和熔盐。导热油的工作温度在400℃左右，这决定了经过蒸汽发生系统后主蒸汽的温度在370-410℃，因此采用的中温高压汽轮机热效率约为38%。而熔盐的最高使用温度可达565℃，因此当传热介质采用熔盐时，主蒸汽温度在535℃左右，此时汽轮机热效率提升至45%。除此之外，油槽系统储罐的储热温差为90℃（290℃-380℃），盐槽系统储罐的储热温差为260℃（190℃-550℃），故盐槽储罐比油槽储罐具有更大的储热空间，在储罐容量相同的情况下，储能系统投资更少。因此，熔盐槽式光热电站更适合作为储热型光热电站。

2、塔式

塔式发电技术是一种集中型光热发电技术。通过将成千上万台定日镜布局成圆周形，并在镜场中心安置一座几百米高的吸热塔。定日镜包含安装在钢结构支架上的反射镜，以及俯仰角和回转角的跟踪驱动。定日镜场独立跟踪太阳光，将太阳光聚集到吸热塔顶部的接收器中以产生高温，加热熔盐，熔盐与水换热，产生高温蒸汽，带动汽轮发电机做功发电。塔式系统中，熔盐为传储能介质，换热后主蒸汽温度可达550℃。除此之外，其聚光与集热系统的控制较为复杂，维护成本较高。但塔式系统聚光倍数高、光热转化效率高、热量传递路径短，非常适合大规模、大容量的商业化应用，因此塔式光热发电系统被认为是未来主流技术路线，具备良好的发展前景。

线性菲涅尔式的聚光系统由抛物面式聚光系统演化而来，其工作原理与槽式系统类似，但其镜面无需保持抛物面形状，而是采用了菲涅尔结构的聚光镜来代替抛物面。在运行过程中，太阳辐射通过一次平面反射镜聚焦到塔杆顶后再经二次反射镜到线性集热器上，以此加热工质，工质与水换热后产生高温蒸汽，推动汽轮机发电。菲涅尔式系统采用的菲涅尔结构聚光镜虽然降低了聚光镜生产的技术难度和成本，但系统的总体效率有待提高。目前国内采用线性菲涅尔式技术的光热电站只有兰州大成敦煌50MW的光热发电项目。

3、碟式

碟式太阳能发电系统采用碟式聚光系统，太阳辐射反射面布置为碟形。太阳光将通过碟形抛物面反射镜反射聚焦到接收器上，产生的热能通过推动安装在焦点处的斯特林发动机做功发电。碟式发电作为一种点聚焦的发电技术路线，具有高聚光比、高集热温度、集热器损失小的特点，目前光电转换效率最高可达30%左右。但其单机容量受制于价格因素，单体发电容量规模较小，适用于分布式发电。

重新定位，光热有望加速

由于光伏和风电的随机性以及系统调峰能力的限制，弃风、弃光的问题在风光发电中日益突出。光热发电配有储能系统，使得光热发电能够在不增加风电、光伏等新能源弃电率的情况下，提升电力系统新能源消纳占比。具体内容包括，一方面，利用光伏、风电的弃风弃光所产生的电力通过电加热器加热熔盐储热，即实现电能向热能的转换；另一方面，根据热力学原理-朗肯循环，光热的熔盐储能仅有40%左右的光电转化效率，所以一体化项目同时利用光热发电的镜场聚热实现储能和发电，达到补能的效果，提高光电转化效率。近年来，我国相继出台一系列政策文件，强调推动建设风光热储一体化能源基地的重要性，为新时期我国光热项目的发展指明了方向。

除此之外，在光热的电价补贴机制退出后，独立的光热发电已不再具备经济性，而风光热储的一体化能够降低光热系统的投资额和度电成本，提升盈利空间。前文提到，定日镜为光热项目的一大投资组成部分，在聚光镜场的面积和发电量呈正比的情况下，光热玻璃高昂的成本是光热装机量难以快速提升的一大原因。在多能一体化项目中，光热主要在晚高峰期间发电，白天和夜间低谷负荷期分别为光伏和风电的发电时间，相比于光热全天独立发电，此种情况下光热的发电量将有所减少，因此聚光镜场可以适当缩小，减少项目的投资额。

从国家和地方的政策可以看出，再次提起光热发电，它更多的是作为调峰资源出现，与大型风光发电项目配套发展。

鉴于光热发电的投资成本，仅仅这一点增量市场，也是不容小觑的。

根据CSTA统计，2022年，在各地政府公布的大型风电光伏基地项目、新能源市场化并网以及直流外送等项目名单中，配置太阳能热发电项目29个，总装机容量约330万千瓦，将在2023或2024年前投产。

光热发电每千瓦投资成本约为2.5-3.5亿，单330万千瓦装机量已经是大几百亿的市场空间。

不过，参考光伏发展历程，规模化带来的技术路径优化、供应链完善，以及核心设备国产替代，使得光伏发电站的投资成本和度电成本快速下降，过去十年的降幅超80%。

随着装机规模增大，光热发电也一定会经历这个过程，只是未来能降本增效到什么程度，仍需要时间给出答案。

可以肯定的是，只有完成降本增效，光热发电才可能独立行走，换来更大的市场。在此之前，光热发电或许更多饰演调峰配角。

测算模型：光热装机需求量=风光总体规划*光伏容量比例*配置光热作为配套储能的光伏容量比例*光热发电配置容量比例。风光总体规划：2030年风光大基地规划约455GW（十四五200GW、十五五255GW）（发改委、能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》规划）。风光大基地光伏容量比例：“十四五”期间为56%，“十五五”期间为60%。从已公布的项目中来看，光热均与光伏发电形成配套，且在风光大基地中光伏的重量占比56%。考虑到未来光热发电持续降本、多能互补项目中光热比例逐渐提高，我们预计这一数字在“十五五”期间升至60%。

文章来源：市值风云客户端，经济日报，未来智库，世纪新能源网