近期，甘肅省明確提出光熱發電裝機量由2020年的16萬千瓦增長至2025年的100萬千瓦，年均增長44.27%的目標。實際上，伴隨一批風光熱互補新能源項目陸續啟動建設，我國光熱行業迎來了新的發展機遇。

在受訪人士看來，我國光熱行業有市場、有需求、有技術、有裝備，但“缺政策”，現有電價政策難以體現出光熱項目的價值。為理順光熱發電電價機制，今年2月10日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》，提出“完善支持太陽能熱發電和儲能等調節性電源運行的價格補償機制”。

長期以來，我國電源上網電價形成機制基本上是按照不同種類電源的投資基準收益率確定，這一機制的出發點是保障投資者的合理收益。“這種電價形成機制沒有反映供求關系，也沒有體現市場競爭。因此，對電源上網電價形成機制進行市場化改革是非常必要和迫切的。”電力規劃設計總院高級顧問、中國電機工程學會太陽能熱發電專委會副主任委員兼秘書長孫銳接受記者采訪時表示。

記者梳理信息了解到，2020年初，財政部、國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確：2021年12月31日以后新增的光熱發電項目不再納入中央財政補貼范圍。國家發改委發布的《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確自2021年起，新核準的光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。

孫銳表示，由于光熱發電在我國起步較晚，整個產業處于初級發展階段，邊際成本較高，發電成本遠高于當地的燃煤發電。另外，光熱發電項目均位于我國西部地區，地方政府財力有限。“目前電網公司只支付當地燃煤發電基準電價部分，致使光熱發電項目的發電成本無法向后端傳導，投資方無法實現投資回報，制約了光熱發電行業的發展。”

目前，我國在售電側已經開展了市場化改革，大部分省份出臺了峰谷分時電價，減少了電力負荷的峰谷差，提高了電力系統的設備利用率，降低了電力系統成本。“如果將這種定價模式向電源上網側傳導，使電源的上網電價與售電側聯動，具有靈活調節功能電源的價值可以在電價中得以體現，電源參與調峰的積極性也將提高，儲熱型光熱發電項目將會得到合理的經濟回報。”孫銳表示。

儲熱型光熱電站內的系統配置對機組的年發電量和靈活調節功能會產生重大影響，也就是說，相同容量的光熱發電機組由于系統配置不同，年發電量和靈活調節功能差別很大，工程投資和發電成本的差異也很大。“在組織光熱發電項目開發商招標前，要對擬招標項目機組在電力系統中必須具備的功能進行深入研究，提出詳細的技術要求。”孫銳直言，通過市場化確定的上網電價，應該列入長期購電合同中，并向后端進行傳導。由于能源轉型帶來的用電成本上漲，地方政府可以根據電力用戶的類別和自身的財力，對需要給予補貼的用戶進行補貼，也可以申請國家的可再生能源資金給予部分支持。

業內人士認為，光熱發電集發電和儲能為一體，電力輸出穩定可靠，是新型電力系統不可或缺的靈活調節電源。“十四五”期間需要保持光熱產業足夠的市場規模，為后續發展提供基本條件。在特高壓外送、多能互補基地建設中，配置一定規模的光熱發電項目，既可以利用光熱發電的靈活調節功能，還能提高可再生能源電力的占比。

中電聯標準化管理中心主任汪毅對記者表示：“塔式、槽氏光熱項目前景廣闊，可規模化、模塊化建設，將有效降低成本。”在浙江可勝技術股份有限公司董事長兼總工程師金建祥看來，考慮到光熱發電成本仍舊較高，建議在沙漠、戈壁、荒漠大型風光基地中持續安排一定容量的光熱發電，平滑風電光伏發電出力，提供調峰服務，實現風電、光伏、光熱、水電等多種可再生能源互補。