日前，全国最大的线性菲涅尔“光热+光伏”综合项目于新疆哈密并网发电。相较传统新能源发电项目，“光热+光伏”的突出特点是具备发电调节能力，日间靠光伏、夜间则利用光热模块吸收的热能发电，弥补了传统光伏发电夜间乏力的缺点，是我国推动光热发电规模化发展一项重要阶段性成果。而探索“光热+光伏”的协同发展，是电力系统清洁化转型过程中的有益尝试，对于提高电力系统稳定性具有重要意义。

目前，中国光热发电行业尚处于起步阶段。近年来随着技术发展，各地已实现包括哈密线性菲涅尔项目、酒泉塔式光热项目等多个光热发电示范项目并网。如前所言，与光伏发电相比，光热发电在供电稳定性方面具有显著优势。而与火力发电相比，光热发电的热源更加环保，传热介质亦可循环利用，更符合新型电力系统的建设要求。

在电力系统清洁化转型的背景下，光热发电具有较大理论潜力。然而现实应用中，光热装机规模和发电贡献短期内会比较受限，这主要有三点原因。

第一，在成本方面光热发电相较于风电、光伏缺乏优势。目前，风电和光伏发电产业已相对成熟，度电成本一般能够控制在0.3元以内；而光热发电的度电成本一般超过0.7元，且先期投资要求更高。这意味着在缺少针对性补贴政策的情况下，光热发电项目对资本的吸引力较小，可能会对其产业商业化和规模化带来负面影响。

第二，光热发电项目有严格的地理条件限制。由于光热发电的效率很大程度上受太阳能直接辐射影响，因此设备往往需要建设在云层较少、气候干燥且阳光充足的地区。同时，光热发电系统通常需要较大的土地面积来部署镜场，对场地平整度也有较高要求，进一步提高了选址难度和建设成本。

第三，光热发电的技术特点与电力系统转型的现实需求存在错位。基于当前发电结构、产业成熟度及能源需求综合研判，装机总量大、发电量稳定的煤电仍会是短期内保障用电需求、维护电网稳定供应的主力，风电光伏电力会逐步接棒。在此背景下，影响电力系统转型的主要瓶颈是新能源电力的消纳问题。而光热发电本质上是一种相对更可控和稳定的清洁能源，能够补充夜间的新能源电力缺口，但无法直接储存日间光伏的过剩电力。换言之，光热发电无法替代电化学储能和抽水蓄能的核心功能，因此难以承担新能源消纳的主要需求。退一步看，在跨日调峰调频方面，光热发电相比现有的成熟的煤电系统具有清洁性优势，但成本更高。考虑到煤电系统可以借助碳捕集利用与封存（CCUS）技术实现清洁化，光热发电在短期内的商业价值相对有限。

综上，结合产业发展现状和现实困境，建议未来光热发电发展建设重点关注三个方面。

一是明确光热发电技术定位。从技术特点和系统功能上看，在风电光伏持续发展的预期下，光热发电或有潜力成为灵活电源的重要组成部分。在调峰调频方面，光热发电与灵活性改造后的煤电功能类似，与电化学储能及抽水蓄能可实现功能互补。因此，在长期视角的经济性测算上，叠加考虑碳中和目标压力，应将“光热发电成本”对标“煤电运行成本+CCUS成本”。将环境价值纳入考量后，作为调峰角色的光热发电的竞争力和重要性将会显著提升。

二是加大政策倾斜，推动光热发电产业展开长期布局。虽然目前光热发电产业尚处于起步阶段，度电成本较高。但多年来的发展经验告诉我们，企业发展和产业链的完善本就不是一蹴而就的。要兑现光热发电的潜力，需要进行长期的布局和规划。因此，建议有关部门加大对光热发电产业的政策倾斜，鼓励和引导企业加强技术研发，完善上下游产业链，逐步提高设备国产化率和产能，最终实现发电成本的稳步降低。

三是立足地理优势，持续建设“光热+光伏”大基地。甘肃、青海等太阳辐射量高且地形平坦的地区，可考虑进一步扩大示范性项目的规模，建设“光热+光伏”大基地。以商业模式较为成熟的光伏发电搭配光热发电，在保障企业盈利的同时，以需求增长带动国内光热设备产能的增长，并在一定程度上增强电力系统的调节能力。在此基础上，尝试打造集风电、光伏、光热发电以及电化学储能于一体的综合基地，探索多能互补的电力生产模式。（作者是厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）