光熱發電和光伏發電是太陽能轉化技術的兩種形式。當前光伏發電的技術和產業已發展成熟，相比于光伏發電，光熱發電仍在規模化發展階段。[1]作為太陽能的一種利用方式，光熱發電在連續發電、儲能容量、儲能成本、穩定性、安全性、環保性及壽命等方面均具有優勢，可作為光伏轉換的補充，在構建新型電力系統、保障我國的電力安全方面發揮重要作用。

近年來，光熱發電作為一項重要的清潔能源利用技術獲得了越來越多的關注。本文簡要分析光熱發電市場及投資法律合規風險。

一、光熱發電行業概述

太陽能光熱發電（Solar Thermal Electrical Power Generation），又稱太陽能聚熱發電（Concentrated Solar Power Generation），是指利用反射鏡或透鏡[2]將太陽能集中轉化為熱能，通過熱功轉換過程（通常為高溫高壓蒸汽驅動渦輪發動機）進行發電。光熱發電系統在運行過程中不產生任何有害物質或氣體，且系統設備制造過程對環境無害。簡單來說，光熱發電就是利用太陽光的熱量來發電，是真正的“綠色清潔能源”。

截至2022年底，全球光熱發電總裝機增至約6892MW，我國并網發電光熱發電示范項目共9個，總容量55萬千瓦。[3]2023年底前預計國內還有超500MW光熱項目可實現并網投運。[4]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。根據國際能源署（IEA）的預測，中國光熱發電市場到2030年將達到29GW裝機，到2040年翻至88GW裝機，到2050年將達到118GW裝機，有望成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的又一大市場，光熱發電萬億級市場才剛剛拉開帷幕。[5]

（一）光熱發電的主要形式

一般來說，太陽能熱發電有槽式、菲涅耳式、塔式和碟式四種結構技術形式，其中槽式存量最大，但塔式的增量最多。[6]在我國已建成的太陽能熱發電系統中，塔式占比約60%，槽式約28%，菲涅耳式約占12%。[7]

槽式太陽能熱發電系統的全稱是槽式拋物面反射鏡太陽能熱發電系統，工作原理是將多個槽型拋物面聚光集熱器經過串并聯的排列，聚焦太陽直射光，加熱真空集熱管里面的工質，產生高溫蒸汽以驅動汽輪機發電機組發電。2018年10月10日由中國電建核電公司建設的中廣核新能源青海德令哈50兆瓦光熱示范電站是我國首個大型商業化槽式光熱項目，也是目前全球海拔最高、極端溫度最低的大型商業化光熱電站。[8]

菲涅耳式光熱發電技術與槽式技術類似，區別在于菲涅耳式使用的是平面反射鏡，集熱管為固定式，建設成本較槽式光熱發電技術較低。蘭州大成敦煌熔鹽線性菲涅耳式50MW光熱發電示范項目是全球首座正式投入商運的商業化熔鹽線性菲涅耳式光熱電站。[9]

塔式熱發電系統需要在較大面積的場地上安裝多臺大型太陽能反射鏡（通常稱為定日鏡）并各自配備跟蹤裝置，在將太陽光反射集中到高塔頂部的接受器轉化為熱能后，經蓄熱環節再輸入熱動力帶動發電機以電能形式輸出。我國首個百兆瓦級首批光熱示范電站——首航節能敦煌100兆瓦熔鹽塔式光熱電站于2018年12月28日成功并網發電，是全球聚光規模最大、吸熱塔最高、建設周期最短、可24小時連續發電的光熱電站。玉門鑫能50兆瓦熔鹽塔式光熱發電項目是全球首個基于二次反射的商業化塔式電站，是在一次反射塔式聚光系統的焦點處安裝所需光學元件，改變一次系統匯聚后光線的傳播方向，將光線反射到地面吸熱器。

碟式發電也稱盤式系統，主要特征是采用盤狀拋物面聚光集熱器。中航工業西安航空發動機公司投資建設的碟式太陽能實驗基地，是國內第一座兆瓦級碟式斯特林太陽能發電示范電站。

（二）光熱發電的優點

1.光熱發電技術是唯一可同時實現友好并網與有效調峰的可再生能源發電技術，可與其他可再生能源發電技術混合發電，發電效果理想。

2.建設光熱電站不僅對環境無污染，也為治理荒漠化提供了新途徑。光熱電站的大面積鏡場能有效阻擋風沙、定日鏡反射陽光能減少現場土地的水分蒸發量、定日鏡清洗用水再利用可以大幅提升土壤濕度，有利于荒漠植被恢復。

3.采用太陽能熱發電技術避免了昂貴的硅晶光電轉換工藝，可以大大降低太陽能發電環節的成本[10]。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。

4.此外，太陽能熱發電還可根據電網用電負荷的需要，參與電力系統的一次調頻和二次調頻，確保電網頻率穩定，保證電網安全。

二、光熱發電相關產業政策

自2015年始，我國光熱發電相關的產業政策和技術統一規范情況可歸納如下：

1.國家層面

2015年9月，國家能源局印發《關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》（國能新能[2015]355號）（“355號文”），在全國范圍內征集太陽能熱發電示范項目，并就《太陽能熱發電示范項目實施方案》的編制進行規范。根據355號文，國家能源局負責組織專家對各申報項目及上網電價進行審核、確認。示范項目建成后，由省級能源主管部門匯同國家能源局派出機構進行驗收，組織編制項目驗收報告，并上報國家能源局。

2016年9月，國家能源局印發《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》（國能新能[2016]223號），發布了經組織專家評審確定的第一批共20個太陽能熱發電示范項目名單及建設并網要求。

2023年4月，為進一步推動光熱發電的規?；l展，國家能源局綜合司印發《關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知》（國能綜通新能[2023]28號）（“28號文”）。根據28號文，除結合沙漠、戈壁、荒漠地區風電光伏基地建設，盡快落地一批光熱發電項目外，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，并請電網公司對配置光熱發電的基地項目在并網和調度方面給予優惠支持。

2.地方層面

為響應國家“十四五”可再生能源規劃明確的光熱發電行業發展主基調，部分光熱資源充足的省份和地區陸續發布相關文件，但與光伏發電項目配套政策相比，依然較為抽象。

(1)青海省——加大電價支持

2023年7月3日，青海省能源局、國家能源局西北監管局等五部門聯合對外發布《青海省能源局關于推動“十四五”光熱發電項目規?；l展的通知》（青能新能[2023]57號），從土地規劃、開展競爭配置，加大電價支持等方面支持光熱發電項目的規模化發展。根據通知，光熱項目應單獨結算、單獨計量，按照青海省、西北區域電力輔助服務市場運營規則或西北地區“兩個細則”參與電力輔助服務獲得相應收益。對配置天然氣熔鹽加熱爐、大功率電制熱設備的光熱發電項目不收取過網費或容量費。

(2)甘肅省——推進無補貼發展

2021年12月出臺的《甘肅省“十四五”能源發展規劃》支持酒泉地區積極推進太陽能光熱發電無補貼發展，形成風電、光伏發電、光熱發電、儲能等融合發展新格局。對于資源豐富的敦煌、阿克塞、肅北、金塔、玉門、高臺、金川、民勤、古浪、景泰等地區謀劃實施“光熱+風光電”一體化項目，增強自我調峰能力，實現光熱項目無補貼發展。

(3)內蒙古自治區——建立市場化補償機制

2022年3月內蒙古自治區能源局發布了《內蒙古自治區“十四五”可再生能源發展規劃》，推動光熱發電產業和光伏發電產業享有同等的財稅優惠政策，助力光熱發電產業持續健康發展。根據該規劃，應當建立儲能市場化補償機制，規范新型儲能行業管理體系，為新型儲能規模化應用創造良好的政策環境。鼓勵社會資本按照市場化原則，多渠道籌資，設立投資基金，支持可再生能源產業發展。

3.技術統一規范

自2018年7月以來，住房和城鄉建設部陸續發布了《塔式太陽能光熱發電站設計標準》（GB/T51307-2018）、《槽式太陽能光熱發電站設計標準》（GB/T51396—2019）以及《線性菲涅耳式太陽能光熱發電站技術標準（征求意見稿）》，規范光熱發電站的設計，滿足安全可靠、技術先進、經濟合理的要求。

2021年11月，為規范太陽能熱發電廠儲熱系統設計，國家能源局發布了《太陽能熱發電場儲熱系統設計規范》（DL/T5622-2021），該標準也同樣適用于太陽能熱發電與其他發電方式互補項目中太陽能熱發電儲熱系統的設計。

三、光熱發電投資審批/備案要求

1.項目備案

由于國家尚未出臺光熱發電項目管理辦法，根據《企業投資項目核準和備案管理條例》、《企業投資項目核準和備案管理辦法》，除國務院另有規定，實行備案管理的項目按照屬地原則備案，備案機關及其權限由省、自治區、直轄市和計劃單列市人民政府規定。

目前而言，大部分省份已將審批、備案權限進一步下放至市級或縣級。以甘肅省為例，光熱項目備案流程為：市發改委（能源局）根據“就近接入、就地消納”能力選擇確定項目業主，并依據國家審定的甘肅省光熱項目普查選址結果，申請納入全省規模指標，項目業主據此辦理電網接入前置性文件，經電網審查并出具并網接入意見函后，申請備案。[11]

如涉及光熱發電示范項目申報，還應符合《太陽能光熱發電示范項目實施方案》的編制要求[12]。

2.項目用地

由于光熱發電站較光伏發電占地面積大，選址要求也更為嚴格。除取得必要的用地預審和選址意見書批復、建設用地規劃許可證、建設項目壓覆重要礦產資源審批、土地權屬證明外，還需特別注意占用農用地的問題，這也是新能源項目普遍會遇到的問題之一。

據有關資料顯示，中廣核太陽能德令哈項目因占用草原需接受處罰，并補辦草原征占用手續。此外，黃河公司德令哈塔式光熱發電項目由于涉及中外合資，而德令哈市為非對外開放城市，盡管在項目啟動前已經取得了青海省發展改革委的項目備案，但在項目啟動后需重新選址，并變更技術路線。因此，如項目存在外商投資[13]，還應在項目選址階段關注是否涉及我國的控制開放地區或非開放地區，避免后重新選址導致的額外項目成本。

3.項目建設

參照光伏電站及其他新能源電站的項目建設要求，光熱發電站項目的建設也應當按照《城鄉規劃法》《建筑工程施工許可管理辦法》《礦產資源法》及其實施細則、《環境影響評價法》《電力建設工程質量監督管理暫行規定》等法律法規辦理和取得建設工程規劃許可證、施工許可證、征占用林地/草地批復、壓覆礦審批手續、環境影響評價批復、消防設計審核或備案文件、水土保持方案批復、無軍事設施證明批復、文物影響評估批復等文件和手續，并依法對電力建設工程的質量負責。

根據《地質災害防治條例》第二十一條第一款規定：“在地質災害易發區內進行工程建設應當在可行性研究階段進行地質災害危險性評估，并將評估結果作為可行性研究報告的組成部分；可行性研究報告未包含地質災害危險性評估結果的，不得批準其可行性研究報告?！毕鄬m宜開發建設大規模光熱發電站且光熱資源豐富的地區主要集中在青藏高原、甘肅、寧夏、新疆、內蒙等地，而西北地區是我國五個地震多發區之一，地址環境復雜，地質災害多發，制約了工程建設和經濟發展。因而在光熱電站項目過程中，還應當依法進行地質災害危險性評估。

4.并網和電力業務許可

為獲得發改委項目備案，光熱電站首先應取得項目接入電網意見函。建設單位應委托具有資信評價等級的工程咨詢單位編制接入系統方案報告（含一、二次）。35kV及以上新能源發電項目還應編制電能質量預測評估報告或篇章，制定解決措施。接入系統設計工作完成后，業主應將接入系統設計方案報告報公司相應層級規劃部門批準并取得接入系統批復函。原則上批復函的有效期為兩年，但若有效期內項目未獲核準（備案）、未開工建設或變更業主，需重新辦理審批手續，電網公司可以選擇重新批復或延期，但延長期不能超過兩年。[14]

除依法豁免取得電力業務許可證的情形外[15]，包括光熱電站項目在內的新能源項目均應根據《電力業務許可證管理規定》，在竣工驗收，或發電機組通過啟動驗收的證明材料或者有關主管部門認可的質量監督機構同意整套啟動的質量監督檢查報告后，向國家能源局的派出機構申領電力業務許可證。

四、光熱發電項目投資風險和應對

1.政策風險

總體而言，由于當前我國光熱發電項目尚處于示范階段，第二批光熱示范項目申報仍待啟動，產業政策主要集中在宏觀層面。相比于光伏產業，無論是國家還是地方層面，與光熱發電站建設配套的土地、財政、稅費、信貸、行政審批、并網接入等具體政策尚未到位。

以新疆維吾爾族自治區為例，根據2022年8月新疆發改委的發文《雙碳目標下新疆新能源發展的對策建議》，除地方性能源法律體系不健全外，新疆地區的新能源產業政策也不夠完善，一方面體現在產業政策補貼多數集中于新能源的制造階段，對于新能源的開發階段和應用階段以及后期的維護階段中的政策補貼比較少。另一方面表現為產業補貼政策中限制類政策多于鼓勵類政策，產生該問題的原因是由于新疆各地方政府的財政收入不同，地方政府在收入約束下會提出一些限制條款，導致新能源產業扶持政策不能有效地實行。[16]

作為投資者，在投資光熱發電項目前應先就項目所在地區和行業的政策法規進行盡職調查，明確需要取得的全部審批（備案）文件或批復，依法依規履行必要的核準、備案手續，必要時聘請專業的法律或技術團隊參與談判。

2.并網和電價補貼風險

2016年9月，國家發展改革委印發《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》（發改價格[2016]1881號），核定了全國統一太陽能熱發電標桿上網電價。財政部、國家發展改革委和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》（財建[2020]4號），明確新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電和太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。

光熱發電首批示范項目中的中國電建共和塔式光熱發電項目和黃河德令哈塔式光熱發電項目雖然已分別在2015年10月和6月取得了青海省發展改革委的項目備案，但由于未進入實質性開工建設階段，并網投運時間滯后于國家能源局建成投運的時限要求，因此無法享受光熱發電標桿電價（1.15元/千瓦時）。而2018年底前投運的青海省光熱發電示范項目，雖然能夠取得相應的補貼收入，但由于補貼目錄的申報周期為一年，間隔時間較長，并且補貼發放延遲的情況已經常態化，導致項目業主對投運后預期收益并不樂觀。

2022年4月29日，青海省能源局發布《關于進一步加強新能源市場化并網項目管理的通知》。根據該《通知》，由于各市州核準備案的市場化并網規模急劇增長，嚴重超出新能源消納空間，將對項目進行全面核查，對于自2021年1月1日發文之日未納入《2021年青海省新能源開發建設方案》的市場化項目一律暫緩實施，省電力公司暫緩辦理接入電網手續。如不能順利并網，項目投資成本和收益率將受到進一步的影響。

根據《國家能源局關于印發新建電源項目投資開發秩序監管報告（新能源部分）及工作要求的通知》（國能監管〔2015〕384），未經主管部門同意，新能源項目并網前不得變更投資主體。如果未經核準/備案機關同意即擅自變更投資主體的，則主管部門有權取消可再生能源電價補貼。2020年9月29日發布的《<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）中也明確規定，項目納入可再生能源發電補貼清單時，項目業主應對項目實際容量進行申報。如在核查中發現申報容量與實際容量不符的，將按不符容量的2倍核減補貼資金。

對此，一方面，投資者應持續關注所投光熱項目地并網以及電價補貼相關的政策及動態，另一方面，在簽署投資協議或轉讓協議時，應結合具體項目情況，將最終項目所執行的電價未達到雙方預期、項目未在特定時間前全容量并網發電、項目未在特定時間內被納入補貼目錄等情況寫入承諾賠償條款或回購條款，并明確具體的賠償或回購計算公式，必要時可以要求由EPC方或第三方對電價補貼收益進行擔保，以保障投資者的權益。

3.項目管理風險

(1)安全生產

5月7日在河南省發生一起熔鹽儲熱項目高溫爆裂事故造成1人死亡，13人受傷。該起熔鹽儲熱爆炸事故引起國家能源局高度重視。2023年5月22日，國家能源局發布《國家能源局綜合司關于開展熔鹽儲熱等能源綜合利用項目安全排查的通知》，要求系統排查并報送熔鹽儲熱項目及其安全風險管控情況。

早在2009年，山東省德州就曾發生過熔鹽爆炸事故，造成5人死亡，9人受傷。2015年，國內曾召開熔融鹽安全問題研討會，但太陽能熱發電領域中的熔融鹽安全使用的規定仍然空白。目前熔鹽儲熱發電系統應用于中廣核新能源青海德令哈50 MW槽式電站、青海中控50 MW塔式電站、中控太陽能甘肅敦煌100 MW塔式電站、中電建青海共和50 MW塔式電站等光熱發電項目。

(2)工期延誤

工期延誤是項目施工建設中較為常見的問題，但在光熱發電項目中，工期的延誤還將導致直接影響到發電量以及電費補貼，甚至是相關項目的建設資格。

2023年7月，青海省發改委、能源局、林業局聯合發布的《關于推動“十四五”光熱發電項目規模化發展的通知》第六項“加強項目管理”中規定，競爭配置的光熱一體化項目中的光熱部分應自取得開發權之日起，在6個月內完成備案和各項前期工作，12個月內完成投資決策和主體開工建設，30個月內應具備全容量投產條件，12個月內未開展鏡廠場平施工且未完成主體工程第一方混凝土澆筑的，取消建設資格，自取消之日起項目業主1年內不得參與省內同類新能源開發。

太陽能熱發電技術是試驗示范階段的新技術，缺乏具體項目技術和管理經驗。因此，投資者在投資光熱發電項目前，應結合過去國內外光熱發電項目中存在的技術、安全問題及項目管理風險，對項目的設備和技術利用、系統集成能力、項目運營管理水平等方面開展盡職調查，對施工過程予以必要監督，或是向專業的技術團隊尋求幫助，在投資前厘清項目施工過程中可能存在的各類風險，制定應對方案，防患于未然。

4.不可抗力

盡管光熱電站因其對工作溫度的要求高，一般選擇建設在沙漠中，相比于海上風電項目不可抗力發生的概率較低，但由于光熱發電需要大面積的光學反射裝置和昂貴的接收裝置將太陽能直接轉換為熱能，發電成本居高不下，發生后將導致的高昂修復或重建費用。

因此，除了投資協議中應當明確項目業主、EPC方或有關方的對應責任外，必要時投資方可以要求辦理電費收益權質押登記以降低對投資的不利影響，還可以要求第三方補充提供增信措施，如指定購買項目保險產品、在交易文件中增加第三方承擔擔保責任的條款，或是由投資方與第三方另行簽訂擔保合同等。

注釋說明：

[1]http://www.nea.gov.cn/2023-04/28/c_1310715051.htm。

[2]通常為大規模陣列式的平面反光鏡、拋物面反射鏡或碟形太陽光反射鏡。

[3]國家能源局：http://www.nea.gov.cn/2023-04/28/c_1310715051.htm。

[4]https://solar.in-en.com/html/solar-2416798.shtml。

[5]https://xueqiu.com/5605365462/198444697。

[6]https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202109191517269182_1.pdf?1632241665000.pdf。

[7]《中國太陽能熱發電行業藍皮書（2021）》。

[8]http://www.sasac.gov.cn/n2588025/n2588124/c9683489/content.html。

[9]http://www.8a9v.com/article-18683-1.html。

[10]由于商業化程度低，太陽能熱發電站整體成本比光伏電站成本高，但是就熱轉電環節來說，光熱發電的成本比硅晶光電轉換成本低。

[11]見甘肅省發改委政民信箱答復：http://fzgg.gansu.gov.cn/fzgg/c106175/mail_detail.shtmlid=488ea2a931e9411cbdaead405253017c。

[12]詳見：http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto87/201509/t20150930_1968.htm。

[13]根據《鼓勵外商投資產業目錄（2022年版）》第四條，新能源電站（包括太陽能、風能、地熱能、潮汐能、潮流能、波浪能、生物質能等）建設、經營屬于鼓勵外商投資的產業。

[14]參見《南方電網并網服務管理辦法2022》第二章新建電源并網服務。

[15]根據國家能源局電力業務資質管理中心于2022年1月印發的《電力業務許可證問答手冊》第1章，可以豁免電力業務許可項目為：（1）經能源主管部門以備案（核準）等方式明確的分布式發電項目；（2）單站裝機容量 6MW（不含）以下的小水電站；（3）項目裝機容量 6MW（不含）以下的太陽能、風能、生物質能（含垃圾發電）、海洋能、地熱能等可再生能源發電項目；（4）項目裝機容量 6MW（不含）以下的余熱余壓余氣發電、煤礦瓦斯發電等資源綜合利用項目；（5）并網運行的非燃煤自備電站，以及所發電量全部自用不上網交易的自備電站。依法不需要取得電力業務資質許可的，由國家能源局派出機構出具《行政許可不予受理通知書》。

[16]http://xjdrc.xinjiang.gov.cn/xjfgw/hgjj/202208/25e2ba4b54a940dfbaf2eb47cb70b51e.shtml。