7月10日，青海省發改委、能源局、西北電監局、青海省自然資源廳、林草局等五部門聯合發布《關于推動“十四五”光熱發電項目規?；l展的通知》（下文簡稱“通知”），根據通知：

光熱一體化項目(指光熱與光伏、風電等新能源的一體化項目)可不配套其他調節能力設施。新能源與光熱比例最高為6∶1。納入2021、2022年建設方案并如期并網的光熱項目，上網電價按照煤電基準電價執行（青海煤電標桿電價為0.3247元/kWh，風電、光伏執行0.2277元/kWh）。

2023年4月，國家能源局發布《國家能源局綜合司關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》，提出：力爭“十四五“期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。暫按內蒙古80萬千瓦，甘肅70萬千瓦，青海100萬千瓦，寧夏10萬千瓦，新疆20萬千瓦配置。

2022年，新疆自治區曾下發大量“光伏：光伏=9:1”的市場化并網項目，通過配置一定比例光熱來調節光伏的出力。

光熱發電優勢多，卻被成本攔住腳步

光熱發電兼具調峰電源和儲能雙重功能。光熱發電機組配置儲熱功能后，熱量產生時并不全都用掉它們，而是利用加熱熔鹽的方式存儲一部分熱量，保存在特制的保溫儲罐直到需要的時候再取出來。存儲在熔鹽中的熱能可以維持發電數個小時，理論上甚至能達到數天。具備這種特殊能力的光熱電站，可實現用新能源調節、支撐新能源，為電力系統提供更好的長周期調峰能力和轉動慣量，是新能源安全可靠替代傳統能源的有效手段。電力規劃設計總院以新疆電網為例模擬計算光熱發電調峰作用，結果發現，假定建設100萬千瓦至500萬千瓦不同規模的太陽能熱發電機組，可減少棄風棄光電量10.2%至37.6%。

同時，光熱發電產業鏈長，可消化提升特種玻璃、鋼鐵、水泥、熔融鹽等傳統產業，還可帶動新材料、智能控制等新興產業發展，光熱發電規模化開發利用將成為我國新能源產業新的增長點。

為推動我國光熱發電技術產業化發展，國家能源局2016年啟動首批20個光熱發電示范項目，裝機規?？偭窟_134.9萬千瓦，開啟了我國光熱發電的商業化進程。通過首批示范項目，帶動了相關企業自主創新，突破了多項核心技術，并形成了完整的產業鏈，目前設備國產化率超過90%，為后續光熱發電技術大規模發展奠定了堅實基礎。截至2022年底，我國并網發電光熱發電示范項目共9個，總容量55萬千瓦。對比“每年新增開工規模達到300萬千瓦左右”目標，光熱發電規模有望迎來高速增長。

但在實際發展中，光熱發電規模已被光伏發電遠遠甩開。目前制約我國光熱發電可持續發展的主要因素在于相關政策缺乏連續性，比如，2016年國家發展改革委核定太陽能熱發電標桿上網示范電價后，企業建設熱情高漲；2020年初出臺的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，光熱發電的良好發展勢頭受到明顯影響。政策不明確導致當前我國光熱發電缺乏市場發展空間，成本也無法通過規?；瘧贸掷m降低，處于起步階段的光熱發電產業舉步維艱。同時，現行融資環境、土地政策、稅收政策無法為光熱發電健康發展提供有力支撐。

借著推動光熱發電規?；l展的東風，還需鼓勵有條件的省份和地區盡快研究出臺財政、價格、土地等支持光熱發電規?；l展的配套政策，提前規劃百萬千瓦、千萬千瓦級光熱發電基地，率先打造光熱產業集群。內蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發電重點省份（自治區）能源主管部門要積極推進光熱發電項目規劃建設，根據研究成果及時調整相關規劃或相關基地實施方案，統籌協調光伏、光熱規劃布局，合理布局或預留光熱場址，在本省新能源基地建設中同步推動光熱發電項目規?；a業化發展。充分發揮光熱發電在新能源占比逐漸提高的新型電力系統中的作用，推動光熱發電實現關鍵一躍。

光熱發電的技術路線

按照聚光方式來劃分，光熱發電分為塔式、槽式、線性菲涅爾式、碟式四種技術路線。其中塔式和碟式為點聚焦，槽式和線性菲涅爾式為線聚焦。目前，應用較為廣泛的為槽式和塔式技術路線。在全球主要國家和地區的光熱發電裝機中，槽式占比77%，塔式占比20%；我國光熱裝機則采用塔式技術較多，占比63%，槽式占比26%

1、槽式

槽式光熱發電技術是將平行于槽形拋物面主軸線的太陽輻射聚焦到集熱管中，并將多個槽形拋物面聚光集熱器經過串并聯組合構成聚光集熱系統，以此吸收太陽輻射能，產生過熱蒸汽驅動發電機組發電。槽式技術的優點在于聚光與集熱系統部件簡單、能量收集跟蹤控制簡便，但其聚光較低、散熱面積較大，從而導致光熱轉化效率和系統工作溫度較低。

槽式太陽能發電系統包括導熱油槽式太陽能發電系統和熔鹽槽式太陽能發電系統，其主要區別在于傳熱介質分別采用導熱油和熔鹽。導熱油的工作溫度在400℃左右，這決定了經過蒸汽發生系統后主蒸汽的溫度在370-410℃，因此采用的中溫高壓汽輪機熱效率約為38%。而熔鹽的最高使用溫度可達565℃，因此當傳熱介質采用熔鹽時，主蒸汽溫度在535℃左右，此時汽輪機熱效率提升至45%。除此之外，油槽系統儲罐的儲熱溫差為90℃（290℃-380℃），鹽槽系統儲罐的儲熱溫差為260℃（190℃-550℃），故鹽槽儲罐比油槽儲罐具有更大的儲熱空間，在儲罐容量相同的情況下，儲能系統投資更少。因此，熔鹽槽式光熱電站更適合作為儲熱型光熱電站。

2、塔式

塔式發電技術是一種集中型光熱發電技術。通過將成千上萬臺定日鏡布局成圓周形，并在鏡場中心安置一座幾百米高的吸熱塔。定日鏡包含安裝在鋼結構支架上的反射鏡，以及俯仰角和回轉角的跟蹤驅動。定日鏡場獨立跟蹤太陽光，將太陽光聚集到吸熱塔頂部的接收器中以產生高溫，加熱熔鹽，熔鹽與水換熱，產生高溫蒸汽，帶動汽輪發電機做功發電。塔式系統中，熔鹽為傳儲能介質，換熱后主蒸汽溫度可達550℃。除此之外，其聚光與集熱系統的控制較為復雜，維護成本較高。但塔式系統聚光倍數高、光熱轉化效率高、熱量傳遞路徑短，非常適合大規模、大容量的商業化應用，因此塔式光熱發電系統被認為是未來主流技術路線，具備良好的發展前景。

線性菲涅爾式的聚光系統由拋物面式聚光系統演化而來，其工作原理與槽式系統類似，但其鏡面無需保持拋物面形狀，而是采用了菲涅爾結構的聚光鏡來代替拋物面。在運行過程中，太陽輻射通過一次平面反射鏡聚焦到塔桿頂后再經二次反射鏡到線性集熱器上，以此加熱工質，工質與水換熱后產生高溫蒸汽，推動汽輪機發電。菲涅爾式系統采用的菲涅爾結構聚光鏡雖然降低了聚光鏡生產的技術難度和成本，但系統的總體效率有待提高。目前國內采用線性菲涅爾式技術的光熱電站只有蘭州大成敦煌50MW的光熱發電項目。

3、碟式

碟式太陽能發電系統采用碟式聚光系統，太陽輻射反射面布置為碟形。太陽光將通過碟形拋物面反射鏡反射聚焦到接收器上，產生的熱能通過推動安裝在焦點處的斯特林發動機做功發電。碟式發電作為一種點聚焦的發電技術路線，具有高聚光比、高集熱溫度、集熱器損失小的特點，目前光電轉換效率最高可達30%左右。但其單機容量受制于價格因素，單體發電容量規模較小，適用于分布式發電。

重新定位，光熱有望加速

由于光伏和風電的隨機性以及系統調峰能力的限制，棄風、棄光的問題在風光發電中日益突出。光熱發電配有儲能系統，使得光熱發電能夠在不增加風電、光伏等新能源棄電率的情況下，提升電力系統新能源消納占比。具體內容包括，一方面，利用光伏、風電的棄風棄光所產生的電力通過電加熱器加熱熔鹽儲熱，即實現電能向熱能的轉換；另一方面，根據熱力學原理-朗肯循環，光熱的熔鹽儲能僅有40%左右的光電轉化效率，所以一體化項目同時利用光熱發電的鏡場聚熱實現儲能和發電，達到補能的效果，提高光電轉化效率。近年來，我國相繼出臺一系列政策文件，強調推動建設風光熱儲一體化能源基地的重要性，為新時期我國光熱項目的發展指明了方向。

除此之外，在光熱的電價補貼機制退出后，獨立的光熱發電已不再具備經濟性，而風光熱儲的一體化能夠降低光熱系統的投資額和度電成本，提升盈利空間。前文提到，定日鏡為光熱項目的一大投資組成部分，在聚光鏡場的面積和發電量呈正比的情況下，光熱玻璃高昂的成本是光熱裝機量難以快速提升的一大原因。在多能一體化項目中，光熱主要在晚高峰期間發電，白天和夜間低谷負荷期分別為光伏和風電的發電時間，相比于光熱全天獨立發電，此種情況下光熱的發電量將有所減少，因此聚光鏡場可以適當縮小，減少項目的投資額。

從國家和地方的政策可以看出，再次提起光熱發電，它更多的是作為調峰資源出現，與大型風光發電項目配套發展。

鑒于光熱發電的投資成本，僅僅這一點增量市場，也是不容小覷的。

根據CSTA統計，2022年，在各地政府公布的大型風電光伏基地項目、新能源市場化并網以及直流外送等項目名單中，配置太陽能熱發電項目29個，總裝機容量約330萬千瓦，將在2023或2024年前投產。

光熱發電每千瓦投資成本約為2.5-3.5億，單330萬千瓦裝機量已經是大幾百億的市場空間。

不過，參考光伏發展歷程，規?；瘞淼募夹g路徑優化、供應鏈完善，以及核心設備國產替代，使得光伏發電站的投資成本和度電成本快速下降，過去十年的降幅超80%。

隨著裝機規模增大，光熱發電也一定會經歷這個過程，只是未來能降本增效到什么程度，仍需要時間給出答案。

可以肯定的是，只有完成降本增效，光熱發電才可能獨立行走，換來更大的市場。在此之前，光熱發電或許更多飾演調峰配角。

測算模型：光熱裝機需求量=風光總體規劃*光伏容量比例*配置光熱作為配套儲能的光伏容量比例*光熱發電配置容量比例。風光總體規劃：2030年風光大基地規劃約455GW（十四五200GW、十五五255GW）（發改委、能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》規劃）。風光大基地光伏容量比例：“十四五”期間為56%，“十五五”期間為60%。從已公布的項目中來看，光熱均與光伏發電形成配套，且在風光大基地中光伏的重量占比56%。考慮到未來光熱發電持續降本、多能互補項目中光熱比例逐漸提高，我們預計這一數字在“十五五”期間升至60%。

文章來源：市值風云客戶端，經濟日報，未來智庫，世紀新能源網