▲2018年建成投产的青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热项目

目前，国内有近30个“光热+”大基地项目正在快速推进，其中约20个项目正在建设，部分项目已进入全面建设阶段。总体来看，在首批示范后陷入沉寂的光热发电正迎来新一波发展热潮，光热发电和熔盐储能两种技术均在快速发展。

多位受访人士告诉《中国能源报》记者，“当前新能源全面平价上网的条件下，新能源大基地中光热配比较低，光热性能发挥有限”“光热发电项目高质量发展，需按照市场化方式确定上网电价”。

光热发电项目投资大、建设周期长，与光伏相比受关注程度偏低。但近两年，在碳达峰碳中和相关政策引导下，光热发电市场逐渐欣欣向荣。

今年，国家能源局通知提出，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。各省市规划了一批风光热大基地项目，并陆续开标开建。如今，国家能源集团、中国电建、三峡集团、中广核集团、中国能建等央企均在建设光热发电项目。

▲乌拉特100MW槽式光热示范电站镜场

近日，国家能源局综合司发布2023年能源领域行业标准制修订计划，涉及光热发电、熔盐储热的相关标准共有13项，比如《风电光伏与光热一体化发电项目规划报告编制规程》《风电光伏与光热一体化发电项目可行性研究报告编制规程》《太阳能光热发电站环境保护技术监督规程》《太阳能光热发电站汽轮机技术监督规程》《太阳能光热发电站集热系统技术监督规程》《太阳能光热发电站储热换热系统技术监督规程》等。业内人士认为，上述标准的修订将规范光热行业发展，避免技术乱象。

在受访业内人士看来，政策、企业正在合力促进光热发电行业高质量发展。我国光伏、风电在经历了长期补贴激励形成一定的规模效应后成本逐渐下降，光热发电目前尚未形成规模效应。通过首批示范项目建设，国内光热发电行业初步实现了设备材料的批量化生产和生产工艺流程的优化，但由于国内光热电站装机规模较小，光热发电成本依然较高。

谈及光热发电目前遇到的困难，业内人士认为，关键在于“政策”和“成本”问题。一位央企相关人士接受《中国能源报》记者采访时直言，目前风光热一体化项目开发时，光热发电按照当地燃煤发电基准电价上网大多亏损，需要通过风电和光伏发电的利润空间来弥补，地方政府依据开发商能够接受的最低投资收益确定光热与风电和光伏的容量配比，光热建设方案并非最优技术方案，削弱了光热灵活调节的优势。

“虽然光热的价值已经得到了广泛认可，但是由于尚未形成规模效应，且没有经历长时间的补贴激励，现阶段成本仍然较高，也导致光热发电在多能互补项目中装机占比较小。”浙江可胜技术股份有限公司董事长金建祥对《中国能源报》记者分析，目前光伏和光热的配比在6:1-9:1之间，并不能完全满足风光大基地自我调节需求。

▲全国首个达产的光热电站——青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站

金建祥认为，降低光热发电成本，一方面要靠规模扩大；另一方面，技术创新尤为重要，希望同行能够更多关注技术创新。

“如果当前的发展势头保持下去，同时推动新技术逐步走向应用，光热发电成本快速下降指日可待。”金建祥表示，未来光热发电的单机规模将快速扩大到20-30万千瓦，预计经过3年左右时间，光热发电成本将降到0.6元/千瓦时以内，考虑到其自带储能的特性，这一成本将具有竞争力。未来，在多能互补项目中，风电、光伏、光热配比将达到1:1:1，从而使光热的调峰性能得到保障。

针对光热价值打折扣问题，上述央企相关人士建议，有条件的省份和地区可研究出台财政、价格、土地等支持光热发电规模化发展的配套政策，提前规划百万千瓦级、千万千瓦级光热发电基地，率先打造光热产业集群。

电力规划设计总院原副院长孙锐对《中国能源报》记者表示，现在的光热发电行业已经按照市场化方式发展，但光热发电项目上网电价并没有按照市场化的方式确定，导致在项目开发的竞标中，也并没有按照完全市场化方式进行。

孙锐直言，目前对于光热发电项目，电网公司是按照当地燃煤发电的基准电价结算，超出燃煤发电基准电价部分的成本无法通过上网电价回收。在这种情况下，采用多能互补一体化项目的方式，为光热发电搭配风电和光伏发电，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损。这种建设方式带动了光热发电的市场需求，有效缓解了光热发电产业链的生存危机，不失为一种权宜之策。然而，在一体化项目中，光热发电是亏损的，开发商为了达到合理的投资收益，不得不减少光热发电部分的投资，致使光热发电聚光集热系统的规模大大缩小，造成光热发电的性能大打折扣，丧失了长时储能的技术优势。因此，为使光热发电得到健康的发展，在新型电力系统中更好地发挥作用，建立光热发电项目的成本传导机制是当务之急。