2023年3月，國家能源局發布《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》，標志著我國光熱發電進入規模化發展的新階段。文件明確，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。

當前，我國光熱發電發展態勢如何？在現行政策環境下應該如何發展光熱發電才能達成上述目標？在近日召開的2023（第十屆）中國電力規劃發展論壇上，中國能源傳媒集團（以下簡稱“中能傳媒”）記者采訪了電力規劃設計總院高級顧問孫銳。

記者：我國目前已建成多少個光熱發電項目？光熱發電產業鏈是否完整和成熟？

孫銳：截至2021年底，我國已經投運單機容量5萬千瓦及以上容量的光熱發電項目9個，總裝機容量55萬千瓦。光熱發電示范工程的建設促進了我國光熱發電的產業發展，我國逐漸形成了較為完整的產業鏈，設備和材料的國產化率已超過95%，部分項目的技術指標均已達到設計值，充分驗證了我國光熱技術及國產化設備的先進性及可靠性。

2021年12月31日以后，由于新增的光熱發電項目不再納入中央財政補貼范圍，光熱發電項目主要采用多能互補一體化建設模式，已開工建設或已列入地方開工計劃的光熱發電項目超過30個，總裝機容量超過300萬千瓦。

記者：光熱發電具體有哪幾種形式？與其他新能源發電相比，光熱發電有哪些特點和優勢？

孫銳：目前，光熱發電主要有四種聚光集熱方式：槽式、塔式、線性菲涅爾式、碟式，前三種方式可以通過配置大容量儲熱系統，將光發電與熱能儲存集成為一體，稱其為儲熱型光熱發電，儲熱型光熱發電有很多技術優勢。

首先，儲熱型光熱發電機組能夠保持穩定的電力輸出。如果儲熱系統的容量足夠大，機組可實現24小時連續發電；儲熱型光熱發電機組可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷，同時，為系統提供轉動慣量，有利于電力系統的穩定。其次，儲熱型光熱發電機組具備良好的調節特性，可迅速響應電網負荷需求，快速調節機組出力，具備參與電力系統調峰和調頻的能力，可參與電網一次調頻和二次調頻。與燃煤發電相比，儲熱型光熱電機組具有更優異的調節性能。

在我國西部的新能源基地建設中，如果沒有生物質發電，則光熱發電是唯一可以連續穩定24小時發電的可再生能源電源，它可以發揮調峰、調頻、提供轉動慣量和旋轉備用的功能。在極端氣象條件下，風電和光伏發電受阻、儲能電站無能可儲的情況下，光熱發電機組可以利用備用燃料（天然氣、甲醇、生物質）發電，保證有一定功率的電力輸出，與建設天然氣發電機組相比，僅需要在光熱電站中增設燃料加熱熔鹽系統，備用成本低。

記者：與光伏發電發展迅猛勢頭相比，光熱發電發展要慢得多，為什么？光熱發電目前遇到了哪些困難？

孫銳：光伏發電的迅猛發展得益于光伏組件成本的快速降低，使得光伏發電很快實現了平價上網。世界上首個光熱發電商業電站已經投運多年了，早期的光熱電站是沒有儲熱功能的，與光伏相比不具有技術優勢和成本優勢。直到2008年首個采用熔鹽儲熱的光熱電站投運，光熱發電的技術優勢才得以顯現。光熱發電與燃煤機組同樣采用汽輪發電機組發電，并兼具發電和儲能的功能，可以為系統提供高品質的電力。配置了備用燃料系統的光熱發電是完全可以替代燃煤機組的。由于太陽光的能量密度與化石燃料相比要低得多，必須采用大規模的聚光集熱系統，致使光熱電站的造價遠高于燃煤電站，發電成本也不可能低于目前的燃煤發電。但是，伴隨著我國實施“雙碳”目標的戰略步伐，燃煤發電的低碳化轉型將會加速，二氧化碳捕集系統將使燃煤發電的成本大幅度提高，將超過光熱發電的成本。

另一方面，我國光熱發電產業鏈的形成時間短，生產規模小，設備和材料的邊際成本還有較大的下降空間。2020年初，財政部聯合相關部門發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》中明確，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。2021年6月，國家發展改革委發布的《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》（發改價格〔2021〕833號）文中明確，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。根據這兩個文件，在中央財政補貼取消后，光熱發電上網電價的定價權歸省級地方政府，明確規定電網公司按照當地燃煤基準電價支付，由于光熱發電大多分布在欠發達地區，地方財政根本沒有能力對其進行補貼，高出當地燃煤基準電價的部分無法向后傳導，光熱發電市場需求受到抑制，這是目前光熱發電遇到的最大困難，產業鏈的生存岌岌可危。

記者：在目前的政策環境下如何發展光熱發電？

孫銳：2021年2月25日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》；隨后，國家能源局發布了《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》；2022年3月22日，國家發展改革委、國家能源局又發布了《“十四五”現代能源體系規劃》。這幾個文件中都強調：發展儲熱型光熱電站，積極推動“風光儲”一體化；太陽能(5.790,0.05,0.87%)熱發電與風電、光伏發電融合發展、聯合運行。

在缺乏光熱發電上網電價傳導機制的情況下，采用光伏、風電、光熱打捆的多能互補一體化項目方式，通過風電和光伏發電的利潤空間來彌補光熱發電的虧損。這樣的開發模式對緩解光熱發電產業鏈生存危機發揮了積極作用，不失為一項權宜之計。

地方政府在組織多能互補一體化項目時，按照項目開發商能夠接受的最低投資收益確定了光熱發電與風電和光伏的容量配比。在多能互補一體化項目中，光熱發電按照當地燃煤發電的基準電價上網是虧損的，需要通過風電和光伏發電的利潤空間來彌補。這導致投資方為了達到合理的投資收益，大幅削減光熱發電的投資，聚光集熱系統的容量大幅度縮減，導致光熱發電機組的發電量和靈活調節功能大打折扣，喪失了光熱發電站長時儲能的技術優勢，這是多能互補一體化項目建設中出現的新問題。

目前，正在開展新能源基地的建設中包含的光熱發電項目29個，總裝機容量達到330萬千瓦，基本上沿用了多能互補一體化項目的模式，將新能源基地分解為若干個多能互補一體化建設項目，并沒有考慮新能源基地的電力輸出特性。在新能源基地建設中，要立足于外送100%新能源電力，盡可能不占用系統現有的調節資源，自己解決儲能和調節的問題，這樣才能夠起到“先立后破”的示范作用。因此，要首先對新能源基地開展系統研究，明確光熱發電的裝機容量和功能，并建立光熱發電上網電價的傳導機制，才能夠使光熱發電在新能源基地中發揮更大的作用。