据相关资料显示，截至2023年底，我国兆瓦级规模以上光热发电机组累计装机容量58.8万千瓦。

光热发电兼具发电、调峰和储能等功能，产业发展如何突围？近日，中国能源新闻网见习记者实地探访甘肃省敦煌市光电产业园区，与光热电站负责人、相关专家沟通交流，从中获悉，建设成本高居不下、技术路线相对复杂、光热电价补贴政策发生变化是影响光热发电规模化发展的三个主要因素。

项目盈利需加大技术攻关

从甘肃省敦煌市向西出发约20千米，临近敦煌光电产业园区，一座闪耀光芒的大型建筑如同一座灯塔矗立在戈壁荒滩，分外耀眼。

这里是首航节能10万千瓦塔式熔盐光热发电站，记者所见的“灯塔”实为高260米的吸热塔。由12000多面巨大镜面组成的矩阵，以同心圆状簇拥在吸热塔周围，场景与西部地区民间的社火节目“九曲黄河阵”颇为相似。

据敦煌首航节能新能源有限公司总经理刘福国介绍，首航节能塔式熔盐光热发电站是我国首批光热发电示范电站之一。该电站装机容量为10万千瓦，配置了11小时熔盐储热系统，可实现24小时连续发电，2018年12月底并网发电。

记者了解到，按照规划设计，该电站一年可发电约3.9亿千瓦时，相当于每年可减排二氧化碳35万吨、粉尘10万吨、二氧化硫1万吨、氮氧化物0.5万吨，年节约标准煤13万吨。

“2023年，首航节能光热电站发电量约2.35亿千瓦时，为历年来发电量最大，实现了盈利。同时，该项目作为敦煌地区新能源的灵活调节电源，有力保障了当地新能源整体外送电力的质量。”刘福国说。

谈到该电站的运营情况，刘福国坦言，电站能够盈利，与国家政策的补贴红利有很大关联。

“除政策补贴外，电站为自主设计、投资和建设，拥有百分之百自主知识产权，这也是项目盈利的关键。为进一步实现技术路线优化升级、降本增效，我们将着眼于在设备低负荷状态下延长连续运行时间，并以此作为技术攻关的主要方向。”刘福国介绍。

“示范项目的顺利建设运营，对于示范引领产业发展意义重大。发展初期，国家的政策支持对推动光热发电降本增效、自主规模化发展至关重要。”针对光热产业现状，中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会秘书长杜凤丽表示。

政策调整影响产业发展

光热产业的发展并非一路坦途。

2016年9月，国家发展改革委、国家能源局相继发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，明确核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元（含税），并公布了我国首批20个太阳能热发电示范项目，包括9个塔式电站、7个槽式电站和4个菲涅尔电站，总装机134.9万千瓦。

政策一经发布，对国内光热发电市场产生了重大利好。业界普遍认为其是推动光热发电技术进步和产业发展的重要举措。我国光热发电的商业化进程自此开启。

时到2020年，光热产业补贴政策出现重大变革。2020年1月22日，财政部、国家发展改革委、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》提出，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。

2021年6月，国家发展改革委发布《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》，再次将光热项目不再享受中央财政补贴进行了明确。首批光热发电示范项目于2021年底前全容量并网的，上网电价继续按每千瓦时1.15元执行，之后并网的中央财政不再补贴。

随着这两项政策相继发布，光热项目不再享受中央财政补贴最终“靴子落地”。

“我国光热产业尚处于示范发展阶段。补贴政策发生重大调整，不仅可能导致产业陷入停滞不前的窘境，还有可能让刚刚培育起来的产业夭折。”彼时，业内人士对光热产业的长远发展表示担忧。

对此，杜凤丽坦言，任何行业都不可能永远依靠补贴存活，但光热发电处于发展初期，装机容量较小，现阶段不具备平价上网条件，仍然需要国家给予有效的激励政策，通过更多的项目工程和技术创新，实现光热发电的市场化发展。

2023年4月，国家能源局发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》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。

对于此项政策的发布，杜凤丽认为，这是光热产业走向规模化的一个强烈信号。她表示，光热发电是能够为新型电力系统提供支撑的绿色友好型电源，可大幅提高我国可再生能源电力外送的比重，是促进能源转型目标实现的有效途径之一。

专家建议确定合理上网电价

当前，在各地陆续推出发电侧分时上网电价政策、全国新型储能容量电价政策呼之欲出的大背景下，光热发电的电量价值和容量价值如何才能得到合理反映？

国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长、中国科学院电工研究所研究员王志峰向记者介绍，2023年以来，随着并网光热电站运行经验的积累和运行水平的逐步提高，在运各太阳能热发电示范电站的运行性能不断提高，逐步进入稳定发电期，发电量大幅提升。

王志峰提出，当前，光热发电正处于规模化发展和技术快速进步阶段，随着规模化成本降低和发电效率提高，熔盐储能光热发电的度电成本将进一步下降。预计到2025年塔式光热电站度电成本将下降至0.61元，2027年降低至0.53元左右。

“即便如此，光热运营成本与光伏、风电项目相比依然较高。”王志峰表示，当前，光热发电产业虽然发展迅速，成本快速下降，但与光伏风电相比依然较高；产业链配套齐全，但电站项目少，拉动强度不足；光热调峰启动，但机组容量小，不足以体现光热的价值。加上建设成本偏高、技术路线复杂、电价政策补贴取消等因素叠加，光热产业规模效应尚未释放，导致光热度电成本仍较高，阻碍了其快速迈向大规模发展。

“随着电力市场建设和顶层设计的不断完善，光热发电将最终通过市场化确定价格而非政府定价，要不断提升其在电能量市场中的竞争优势，适应光热发电在现阶段的系统调节性以及未来基础保障性电源转型需要，从而确保电力系统发电容量的长期充裕性。”王志峰说。

长期关注光热产业发展的电力规划设计总院高级顾问孙锐表示，目前，光热发电按照当地燃煤发电的基准电价上网是亏损的，投资方为了达到合理的投资收益，只能大幅削减光热发电投资，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，丧失了长时储能的技术优势。

孙锐认为，要使光热发电在新能源基地中更好地发挥作用，解决上网电价的传导机制问题是当务之急。将峰谷分时销售电价模式传导至电源上网侧，可使上网电价充分反映供求关系，激励电源参与系统调峰。

“通过竞价招标方式和开发商确定上网电价，不仅有利于促进光热发电的技术进步，降低光热发电成本，同时可以为相关企业参与国际竞争积累经验，为能源转型的先立后破起到示范作用。”孙锐说。