2023年3月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，标志着我国光热发电进入规模化发展的新阶段。文件明确，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。

当前，我国光热发电发展态势如何？在现行政策环境下应该如何发展光热发电才能达成上述目标？在近日召开的2023（第十届）中国电力规划发展论坛上，中国能源传媒集团（以下简称“中能传媒”）记者采访了电力规划设计总院高级顾问孙锐。

记者：我国目前已建成多少个光热发电项目？光热发电产业链是否完整和成熟？

孙锐：截至2021年底，我国已经投运单机容量5万千瓦及以上容量的光热发电项目9个，总装机容量55万千瓦。光热发电示范工程的建设促进了我国光热发电的产业发展，我国逐渐形成了较为完整的产业链，设备和材料的国产化率已超过95%，部分项目的技术指标均已达到设计值，充分验证了我国光热技术及国产化设备的先进性及可靠性。

2021年12月31日以后，由于新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，光热发电项目主要采用多能互补一体化建设模式，已开工建设或已列入地方开工计划的光热发电项目超过30个，总装机容量超过300万千瓦。

记者：光热发电具体有哪几种形式？与其他新能源发电相比，光热发电有哪些特点和优势？

孙锐：目前，光热发电主要有四种聚光集热方式：槽式、塔式、线性菲涅尔式、碟式，前三种方式可以通过配置大容量储热系统，将光发电与热能储存集成为一体，称其为储热型光热发电，储热型光热发电有很多技术优势。

首先，储热型光热发电机组能够保持稳定的电力输出。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电；储热型光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷，同时，为系统提供转动惯量，有利于电力系统的稳定。其次，储热型光热发电机组具备良好的调节特性，可迅速响应电网负荷需求，快速调节机组出力，具备参与电力系统调峰和调频的能力，可参与电网一次调频和二次调频。与燃煤发电相比，储热型光热电机组具有更优异的调节性能。

在我国西部的新能源基地建设中，如果没有生物质发电，则光热发电是唯一可以连续稳定24小时发电的可再生能源电源，它可以发挥调峰、调频、提供转动惯量和旋转备用的功能。在极端气象条件下，风电和光伏发电受阻、储能电站无能可储的情况下，光热发电机组可以利用备用燃料（天然气、甲醇、生物质）发电，保证有一定功率的电力输出，与建设天然气发电机组相比，仅需要在光热电站中增设燃料加热熔盐系统，备用成本低。

记者：与光伏发电发展迅猛势头相比，光热发电发展要慢得多，为什么？光热发电目前遇到了哪些困难？

孙锐：光伏发电的迅猛发展得益于光伏组件成本的快速降低，使得光伏发电很快实现了平价上网。世界上首个光热发电商业电站已经投运多年了，早期的光热电站是没有储热功能的，与光伏相比不具有技术优势和成本优势。直到2008年首个采用熔盐储热的光热电站投运，光热发电的技术优势才得以显现。光热发电与燃煤机组同样采用汽轮发电机组发电，并兼具发电和储能的功能，可以为系统提供高品质的电力。配置了备用燃料系统的光热发电是完全可以替代燃煤机组的。由于太阳光的能量密度与化石燃料相比要低得多，必须采用大规模的聚光集热系统，致使光热电站的造价远高于燃煤电站，发电成本也不可能低于目前的燃煤发电。但是，伴随着我国实施“双碳”目标的战略步伐，燃煤发电的低碳化转型将会加速，二氧化碳捕集系统将使燃煤发电的成本大幅度提高，将超过光热发电的成本。

另一方面，我国光热发电产业链的形成时间短，生产规模小，设备和材料的边际成本还有较大的下降空间。2020年初，财政部联合相关部门发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确，2021年12月31日以后新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围。2021年6月，国家发展改革委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）文中明确，2021年起，新核准的光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。根据这两个文件，在中央财政补贴取消后，光热发电上网电价的定价权归省级地方政府，明确规定电网公司按照当地燃煤基准电价支付，由于光热发电大多分布在欠发达地区，地方财政根本没有能力对其进行补贴，高出当地燃煤基准电价的部分无法向后传导，光热发电市场需求受到抑制，这是目前光热发电遇到的最大困难，产业链的生存岌岌可危。

记者：在目前的政策环境下如何发展光热发电？

孙锐：2021年2月25日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》；随后，国家能源局发布了《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》；2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局又发布了《“十四五”现代能源体系规划》。这几个文件中都强调：发展储热型光热电站，积极推动“风光储”一体化；太阳能(5.790,0.05,0.87%)热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。

在缺乏光热发电上网电价传导机制的情况下，采用光伏、风电、光热打捆的多能互补一体化项目方式，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损。这样的开发模式对缓解光热发电产业链生存危机发挥了积极作用，不失为一项权宜之计。

地方政府在组织多能互补一体化项目时，按照项目开发商能够接受的最低投资收益确定了光热发电与风电和光伏的容量配比。在多能互补一体化项目中，光热发电按照当地燃煤发电的基准电价上网是亏损的，需要通过风电和光伏发电的利润空间来弥补。这导致投资方为了达到合理的投资收益，大幅削减光热发电的投资，聚光集热系统的容量大幅度缩减，导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣，丧失了光热发电站长时储能的技术优势，这是多能互补一体化项目建设中出现的新问题。

目前，正在开展新能源基地的建设中包含的光热发电项目29个，总装机容量达到330万千瓦，基本上沿用了多能互补一体化项目的模式，将新能源基地分解为若干个多能互补一体化建设项目，并没有考虑新能源基地的电力输出特性。在新能源基地建设中，要立足于外送100%新能源电力，尽可能不占用系统现有的调节资源，自己解决储能和调节的问题，这样才能够起到“先立后破”的示范作用。因此，要首先对新能源基地开展系统研究，明确光热发电的装机容量和功能，并建立光热发电上网电价的传导机制，才能够使光热发电在新能源基地中发挥更大的作用。