光热发电和光伏发电是太阳能转化技术的两种形式。当前光伏发电的技术和产业已发展成熟，相比于光伏发电，光热发电仍在规模化发展阶段。[1]作为太阳能的一种利用方式，光热发电在连续发电、储能容量、储能成本、稳定性、安全性、环保性及寿命等方面均具有优势，可作为光伏转换的补充，在构建新型电力系统、保障我国的电力安全方面发挥重要作用。

近年来，光热发电作为一项重要的清洁能源利用技术获得了越来越多的关注。本文简要分析光热发电市场及投资法律合规风险。

一、光热发电行业概述

太阳能光热发电（Solar Thermal Electrical Power Generation），又称太阳能聚热发电（Concentrated Solar Power Generation），是指利用反射镜或透镜[2]将太阳能集中转化为热能，通过热功转换过程（通常为高温高压蒸汽驱动涡轮发动机）进行发电。光热发电系统在运行过程中不产生任何有害物质或气体，且系统设备制造过程对环境无害。简单来说，光热发电就是利用太阳光的热量来发电，是真正的“绿色清洁能源”。

截至2022年底，全球光热发电总装机增至约6892MW，我国并网发电光热发电示范项目共9个，总容量55万千瓦。[3]2023年底前预计国内还有超500MW光热项目可实现并网投运。[4]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。根据国际能源署（IEA）的预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，到2040年翻至88GW装机，到2050年将达到118GW装机，有望成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的又一大市场，光热发电万亿级市场才刚刚拉开帷幕。[5]

（一）光热发电的主要形式

一般来说，太阳能热发电有槽式、菲涅耳式、塔式和碟式四种结构技术形式，其中槽式存量最大，但塔式的增量最多。[6]在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式占比约60%，槽式约28%，菲涅耳式约占12%。[7]

槽式太阳能热发电系统的全称是槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统，工作原理是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列，聚焦太阳直射光，加热真空集热管里面的工质，产生高温蒸汽以驱动汽轮机发电机组发电。2018年10月10日由中国电建核电公司建设的中广核新能源青海德令哈50兆瓦光热示范电站是我国首个大型商业化槽式光热项目，也是目前全球海拔最高、极端温度最低的大型商业化光热电站。[8]

菲涅耳式光热发电技术与槽式技术类似，区别在于菲涅耳式使用的是平面反射镜，集热管为固定式，建设成本较槽式光热发电技术较低。兰州大成敦煌熔盐线性菲涅耳式50MW光热发电示范项目是全球首座正式投入商运的商业化熔盐线性菲涅耳式光热电站。[9]

塔式热发电系统需要在较大面积的场地上安装多台大型太阳能反射镜（通常称为定日镜）并各自配备跟踪装置，在将太阳光反射集中到高塔顶部的接受器转化为热能后，经蓄热环节再输入热动力带动发电机以电能形式输出。我国首个百兆瓦级首批光热示范电站——首航节能敦煌100兆瓦熔盐塔式光热电站于2018年12月28日成功并网发电，是全球聚光规模最大、吸热塔最高、建设周期最短、可24小时连续发电的光热电站。玉门鑫能50兆瓦熔盐塔式光热发电项目是全球首个基于二次反射的商业化塔式电站，是在一次反射塔式聚光系统的焦点处安装所需光学元件，改变一次系统汇聚后光线的传播方向，将光线反射到地面吸热器。

碟式发电也称盘式系统，主要特征是采用盘状抛物面聚光集热器。中航工业西安航空发动机公司投资建设的碟式太阳能实验基地，是国内第一座兆瓦级碟式斯特林太阳能发电示范电站。

（二）光热发电的优点

1.光热发电技术是唯一可同时实现友好并网与有效调峰的可再生能源发电技术，可与其他可再生能源发电技术混合发电，发电效果理想。

2.建设光热电站不仅对环境无污染，也为治理荒漠化提供了新途径。光热电站的大面积镜场能有效阻挡风沙、定日镜反射阳光能减少现场土地的水分蒸发量、定日镜清洗用水再利用可以大幅提升土壤湿度，有利于荒漠植被恢复。

3.采用太阳能热发电技术避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电环节的成本[10]。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。

4.此外，太阳能热发电还可根据电网用电负荷的需要，参与电力系统的一次调频和二次调频，确保电网频率稳定，保证电网安全。

二、光热发电相关产业政策

自2015年始，我国光热发电相关的产业政策和技术统一规范情况可归纳如下：

1.国家层面

2015年9月，国家能源局印发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》（国能新能[2015]355号）（“355号文”），在全国范围内征集太阳能热发电示范项目，并就《太阳能热发电示范项目实施方案》的编制进行规范。根据355号文，国家能源局负责组织专家对各申报项目及上网电价进行审核、确认。示范项目建成后，由省级能源主管部门汇同国家能源局派出机构进行验收，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。

2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能[2016]223号），发布了经组织专家评审确定的第一批共20个太阳能热发电示范项目名单及建设并网要求。

2023年4月，为进一步推动光热发电的规模化发展，国家能源局综合司印发《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》（国能综通新能[2023]28号）（“28号文”）。根据28号文，除结合沙漠、戈壁、荒漠地区风电光伏基地建设，尽快落地一批光热发电项目外，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，并请电网公司对配置光热发电的基地项目在并网和调度方面给予优惠支持。

2.地方层面

为响应国家“十四五”可再生能源规划明确的光热发电行业发展主基调，部分光热资源充足的省份和地区陆续发布相关文件，但与光伏发电项目配套政策相比，依然较为抽象。

(1)青海省——加大电价支持

2023年7月3日，青海省能源局、国家能源局西北监管局等五部门联合对外发布《青海省能源局关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》（青能新能[2023]57号），从土地规划、开展竞争配置，加大电价支持等方面支持光热发电项目的规模化发展。根据通知，光热项目应单独结算、单独计量，按照青海省、西北区域电力辅助服务市场运营规则或西北地区“两个细则”参与电力辅助服务获得相应收益。对配置天然气熔盐加热炉、大功率电制热设备的光热发电项目不收取过网费或容量费。

(2)甘肃省——推进无补贴发展

2021年12月出台的《甘肃省“十四五”能源发展规划》支持酒泉地区积极推进太阳能光热发电无补贴发展，形成风电、光伏发电、光热发电、储能等融合发展新格局。对于资源丰富的敦煌、阿克塞、肃北、金塔、玉门、高台、金川、民勤、古浪、景泰等地区谋划实施“光热+风光电”一体化项目，增强自我调峰能力，实现光热项目无补贴发展。

(3)内蒙古自治区——建立市场化补偿机制

2022年3月内蒙古自治区能源局发布了《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》，推动光热发电产业和光伏发电产业享有同等的财税优惠政策，助力光热发电产业持续健康发展。根据该规划，应当建立储能市场化补偿机制，规范新型储能行业管理体系，为新型储能规模化应用创造良好的政策环境。鼓励社会资本按照市场化原则，多渠道筹资，设立投资基金，支持可再生能源产业发展。

3.技术统一规范

自2018年7月以来，住房和城乡建设部陆续发布了《塔式太阳能光热发电站设计标准》（GB/T51307-2018）、《槽式太阳能光热发电站设计标准》（GB/T51396—2019）以及《线性菲涅耳式太阳能光热发电站技术标准（征求意见稿）》，规范光热发电站的设计，满足安全可靠、技术先进、经济合理的要求。

2021年11月，为规范太阳能热发电厂储热系统设计，国家能源局发布了《太阳能热发电场储热系统设计规范》（DL/T5622-2021），该标准也同样适用于太阳能热发电与其他发电方式互补项目中太阳能热发电储热系统的设计。

三、光热发电投资审批/备案要求

1.项目备案

由于国家尚未出台光热发电项目管理办法，根据《企业投资项目核准和备案管理条例》、《企业投资项目核准和备案管理办法》，除国务院另有规定，实行备案管理的项目按照属地原则备案，备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定。

目前而言，大部分省份已将审批、备案权限进一步下放至市级或县级。以甘肃省为例，光热项目备案流程为：市发改委（能源局）根据“就近接入、就地消纳”能力选择确定项目业主，并依据国家审定的甘肃省光热项目普查选址结果，申请纳入全省规模指标，项目业主据此办理电网接入前置性文件，经电网审查并出具并网接入意见函后，申请备案。[11]

如涉及光热发电示范项目申报，还应符合《太阳能光热发电示范项目实施方案》的编制要求[12]。

2.项目用地

由于光热发电站较光伏发电占地面积大，选址要求也更为严格。除取得必要的用地预审和选址意见书批复、建设用地规划许可证、建设项目压覆重要矿产资源审批、土地权属证明外，还需特别注意占用农用地的问题，这也是新能源项目普遍会遇到的问题之一。

据有关资料显示，中广核太阳能德令哈项目因占用草原需接受处罚，并补办草原征占用手续。此外，黄河公司德令哈塔式光热发电项目由于涉及中外合资，而德令哈市为非对外开放城市，尽管在项目启动前已经取得了青海省发展改革委的项目备案，但在项目启动后需重新选址，并变更技术路线。因此，如项目存在外商投资[13]，还应在项目选址阶段关注是否涉及我国的控制开放地区或非开放地区，避免后重新选址导致的额外项目成本。

3.项目建设

参照光伏电站及其他新能源电站的项目建设要求，光热发电站项目的建设也应当按照《城乡规划法》《建筑工程施工许可管理办法》《矿产资源法》及其实施细则、《环境影响评价法》《电力建设工程质量监督管理暂行规定》等法律法规办理和取得建设工程规划许可证、施工许可证、征占用林地/草地批复、压覆矿审批手续、环境影响评价批复、消防设计审核或备案文件、水土保持方案批复、无军事设施证明批复、文物影响评估批复等文件和手续，并依法对电力建设工程的质量负责。

根据《地质灾害防治条例》第二十一条第一款规定：“在地质灾害易发区内进行工程建设应当在可行性研究阶段进行地质灾害危险性评估，并将评估结果作为可行性研究报告的组成部分；可行性研究报告未包含地质灾害危险性评估结果的，不得批准其可行性研究报告。”相对适宜开发建设大规模光热发电站且光热资源丰富的地区主要集中在青藏高原、甘肃、宁夏、新疆、内蒙等地，而西北地区是我国五个地震多发区之一，地址环境复杂，地质灾害多发，制约了工程建设和经济发展。因而在光热电站项目过程中，还应当依法进行地质灾害危险性评估。

4.并网和电力业务许可

为获得发改委项目备案，光热电站首先应取得项目接入电网意见函。建设单位应委托具有资信评价等级的工程咨询单位编制接入系统方案报告（含一、二次）。35kV及以上新能源发电项目还应编制电能质量预测评估报告或篇章，制定解决措施。接入系统设计工作完成后，业主应将接入系统设计方案报告报公司相应层级规划部门批准并取得接入系统批复函。原则上批复函的有效期为两年，但若有效期内项目未获核准（备案）、未开工建设或变更业主，需重新办理审批手续，电网公司可以选择重新批复或延期，但延长期不能超过两年。[14]

除依法豁免取得电力业务许可证的情形外[15]，包括光热电站项目在内的新能源项目均应根据《电力业务许可证管理规定》，在竣工验收，或发电机组通过启动验收的证明材料或者有关主管部门认可的质量监督机构同意整套启动的质量监督检查报告后，向国家能源局的派出机构申领电力业务许可证。

四、光热发电项目投资风险和应对

1.政策风险

总体而言，由于当前我国光热发电项目尚处于示范阶段，第二批光热示范项目申报仍待启动，产业政策主要集中在宏观层面。相比于光伏产业，无论是国家还是地方层面，与光热发电站建设配套的土地、财政、税费、信贷、行政审批、并网接入等具体政策尚未到位。

以新疆维吾尔族自治区为例，根据2022年8月新疆发改委的发文《双碳目标下新疆新能源发展的对策建议》，除地方性能源法律体系不健全外，新疆地区的新能源产业政策也不够完善，一方面体现在产业政策补贴多数集中于新能源的制造阶段，对于新能源的开发阶段和应用阶段以及后期的维护阶段中的政策补贴比较少。另一方面表现为产业补贴政策中限制类政策多于鼓励类政策，产生该问题的原因是由于新疆各地方政府的财政收入不同，地方政府在收入约束下会提出一些限制条款，导致新能源产业扶持政策不能有效地实行。[16]

作为投资者，在投资光热发电项目前应先就项目所在地区和行业的政策法规进行尽职调查，明确需要取得的全部审批（备案）文件或批复，依法依规履行必要的核准、备案手续，必要时聘请专业的法律或技术团队参与谈判。

2.并网和电价补贴风险

2016年9月，国家发展改革委印发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》（发改价格[2016]1881号），核定了全国统一太阳能热发电标杆上网电价。财政部、国家发展改革委和国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建[2020]4号），明确新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

光热发电首批示范项目中的中国电建共和塔式光热发电项目和黄河德令哈塔式光热发电项目虽然已分别在2015年10月和6月取得了青海省发展改革委的项目备案，但由于未进入实质性开工建设阶段，并网投运时间滞后于国家能源局建成投运的时限要求，因此无法享受光热发电标杆电价（1.15元/千瓦时）。而2018年底前投运的青海省光热发电示范项目，虽然能够取得相应的补贴收入，但由于补贴目录的申报周期为一年，间隔时间较长，并且补贴发放延迟的情况已经常态化，导致项目业主对投运后预期收益并不乐观。

2022年4月29日，青海省能源局发布《关于进一步加强新能源市场化并网项目管理的通知》。根据该《通知》，由于各市州核准备案的市场化并网规模急剧增长，严重超出新能源消纳空间，将对项目进行全面核查，对于自2021年1月1日发文之日未纳入《2021年青海省新能源开发建设方案》的市场化项目一律暂缓实施，省电力公司暂缓办理接入电网手续。如不能顺利并网，项目投资成本和收益率将受到进一步的影响。

根据《国家能源局关于印发新建电源项目投资开发秩序监管报告（新能源部分）及工作要求的通知》（国能监管〔2015〕384），未经主管部门同意，新能源项目并网前不得变更投资主体。如果未经核准/备案机关同意即擅自变更投资主体的，则主管部门有权取消可再生能源电价补贴。2020年9月29日发布的《<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）中也明确规定，项目纳入可再生能源发电补贴清单时，项目业主应对项目实际容量进行申报。如在核查中发现申报容量与实际容量不符的，将按不符容量的2倍核减补贴资金。

对此，一方面，投资者应持续关注所投光热项目地并网以及电价补贴相关的政策及动态，另一方面，在签署投资协议或转让协议时，应结合具体项目情况，将最终项目所执行的电价未达到双方预期、项目未在特定时间前全容量并网发电、项目未在特定时间内被纳入补贴目录等情况写入承诺赔偿条款或回购条款，并明确具体的赔偿或回购计算公式，必要时可以要求由EPC方或第三方对电价补贴收益进行担保，以保障投资者的权益。

3.项目管理风险

(1)安全生产

5月7日在河南省发生一起熔盐储热项目高温爆裂事故造成1人死亡，13人受伤。该起熔盐储热爆炸事故引起国家能源局高度重视。2023年5月22日，国家能源局发布《国家能源局综合司关于开展熔盐储热等能源综合利用项目安全排查的通知》，要求系统排查并报送熔盐储热项目及其安全风险管控情况。

早在2009年，山东省德州就曾发生过熔盐爆炸事故，造成5人死亡，9人受伤。2015年，国内曾召开熔融盐安全问题研讨会，但太阳能热发电领域中的熔融盐安全使用的规定仍然空白。目前熔盐储热发电系统应用于中广核新能源青海德令哈50 MW槽式电站、青海中控50 MW塔式电站、中控太阳能甘肃敦煌100 MW塔式电站、中电建青海共和50 MW塔式电站等光热发电项目。

(2)工期延误

工期延误是项目施工建设中较为常见的问题，但在光热发电项目中，工期的延误还将导致直接影响到发电量以及电费补贴，甚至是相关项目的建设资格。

2023年7月，青海省发改委、能源局、林业局联合发布的《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》第六项“加强项目管理”中规定，竞争配置的光热一体化项目中的光热部分应自取得开发权之日起，在6个月内完成备案和各项前期工作，12个月内完成投资决策和主体开工建设，30个月内应具备全容量投产条件，12个月内未开展镜厂场平施工且未完成主体工程第一方混凝土浇筑的，取消建设资格，自取消之日起项目业主1年内不得参与省内同类新能源开发。

太阳能热发电技术是试验示范阶段的新技术，缺乏具体项目技术和管理经验。因此，投资者在投资光热发电项目前，应结合过去国内外光热发电项目中存在的技术、安全问题及项目管理风险，对项目的设备和技术利用、系统集成能力、项目运营管理水平等方面开展尽职调查，对施工过程予以必要监督，或是向专业的技术团队寻求帮助，在投资前厘清项目施工过程中可能存在的各类风险，制定应对方案，防患于未然。

4.不可抗力

尽管光热电站因其对工作温度的要求高，一般选择建设在沙漠中，相比于海上风电项目不可抗力发生的概率较低，但由于光热发电需要大面积的光学反射装置和昂贵的接收装置将太阳能直接转换为热能，发电成本居高不下，发生后将导致的高昂修复或重建费用。

因此，除了投资协议中应当明确项目业主、EPC方或有关方的对应责任外，必要时投资方可以要求办理电费收益权质押登记以降低对投资的不利影响，还可以要求第三方补充提供增信措施，如指定购买项目保险产品、在交易文件中增加第三方承担担保责任的条款，或是由投资方与第三方另行签订担保合同等。

注释说明：

[1]http://www.nea.gov.cn/2023-04/28/c_1310715051.htm。

[2]通常为大规模阵列式的平面反光镜、抛物面反射镜或碟形太阳光反射镜。

[3]国家能源局：http://www.nea.gov.cn/2023-04/28/c_1310715051.htm。

[4]https://solar.in-en.com/html/solar-2416798.shtml。

[5]https://xueqiu.com/5605365462/198444697。

[6]https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202109191517269182_1.pdf?1632241665000.pdf。

[7]《中国太阳能热发电行业蓝皮书（2021）》。

[8]http://www.sasac.gov.cn/n2588025/n2588124/c9683489/content.html。

[9]https://www.cspplaza.com/article-18683-1.html。

[10]由于商业化程度低，太阳能热发电站整体成本比光伏电站成本高，但是就热转电环节来说，光热发电的成本比硅晶光电转换成本低。

[11]见甘肃省发改委政民信箱答复：http://fzgg.gansu.gov.cn/fzgg/c106175/mail_detail.shtmlid=488ea2a931e9411cbdaead405253017c。

[12]详见：http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto87/201509/t20150930_1968.htm。

[13]根据《鼓励外商投资产业目录（2022年版）》第四条，新能源电站（包括太阳能、风能、地热能、潮汐能、潮流能、波浪能、生物质能等）建设、经营属于鼓励外商投资的产业。

[14]参见《南方电网并网服务管理办法2022》第二章新建电源并网服务。

[15]根据国家能源局电力业务资质管理中心于2022年1月印发的《电力业务许可证问答手册》第1章，可以豁免电力业务许可项目为：（1）经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目；（2）单站装机容量 6MW（不含）以下的小水电站；（3）项目装机容量 6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电项目；（4）项目装机容量 6MW（不含）以下的余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目；（5）并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站。依法不需要取得电力业务资质许可的，由国家能源局派出机构出具《行政许可不予受理通知书》。

[16]http://xjdrc.xinjiang.gov.cn/xjfgw/hgjj/202208/25e2ba4b54a940dfbaf2eb47cb70b51e.shtml。