光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。在我国能源结构加速绿色低碳转型的关键时期△=，为助力能源强国建设，加快构建新型电力系统，国家发展改革委、国家能源局日前联合发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《意见》）○，就光热发电规模化发展作出系统部署。

　　《意见》提出了清晰目标，到2030年•▲▼，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右◇…，度电成本与煤电基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化◇=、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业▲◁-。

　　隆冬的青海德令哈，寒风萧瑟中蕴藏着一片由科技汇聚的暖意▷●。茫茫戈壁滩上，一朵由数万面定日镜组成的巨型◁•△“太阳花”正静默运转▷，将炽热的阳光持续转化为稳定电能。这朵○“太阳花”是德令哈50兆瓦塔式熔盐光热电站-。该电站采用了中国产业发展促进会风光储融合分会理事单位——浙江可胜技术股份有限公司（以下简称“可胜技术△=…”）的核心技术和关键设备，自2018年底投运以来运行稳定高效▪•△，屡次刷新行业纪录▷▼▲，已连续4年超额完成发电目标★，成为我国能源转型历程中的生动见证□▽。

　　光热发电是通过聚光系统收集太阳热能，借助储热装置实现连续供电的新能源技术，主要包含槽式△●▼、塔式、菲涅尔式与碟式等4种类型，发电原理涉及光热转换与热功发电过程。

　　从技术特点来看-，光热发电拥有两大突出优势。一是自带适应高比例可再生能源电网的“稳定基因”。“与光伏发电相比，光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好的特性▼…◇。”可胜技术董事长兼首席科学家金建祥介绍=◁，相比风光配储的电网安全解决方案□◆=，光热发电安全稳定、容量大、储能经济长效△◁，可实现24小时连续稳定发电，且能有效弥补风电=▲、光伏的间歇性不足•▪★，提升电力供应的可靠性，为系统提供稳定可靠且相对经济的能量时移能力。

　　二是具备优异的电网支撑与快速调节能力。“光热发电采用同步发电机并网，可为电网提供必要的转动惯量和无功功率，这是当前以电力电子设备为主的风电○•▪、光伏所欠缺的•□，对维持高比例新能源电力系统的频率◁△、电压及功角稳定具有重要意义。”金建祥表示，光热电站由于没有锅炉的限制，在电网调频□、调峰能力上也要优于传统燃煤机组☆△■。光热电站具备15%~100%额定负荷的宽幅负荷调节能力○，调峰速率是传统煤电的2倍~3倍。

　　经过多年发展●▽△，我国已成功掌握塔式△、槽式▲●、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的光热发电产业链。但另一方面，我国光热发展还面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现▪、产业技术水平仍需提升等问题▽☆▼。针对上述痛点，具体的发展路径该如何规划▷◁▷？

　　一是光热发电规模化发展必须坚持因地制宜▽□○、精准定位。水电水利规划设计总院党委委员△◁▼、副院长张益国指出◇▼▼，我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古•、青海、甘肃、新疆、西藏等省区。然而◇，上述省区电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题▲。这要求地方规划光热项目结合资源条件和电力系统结构，因地制宜明确光热发电项目建设规模，并结合区域产业发展需要协同布局•-。同时，需进一步明确光热技术在多元化应用场景中的独特价值，充分发挥其长板优势。光热技术应用可细分为三大场景。首先，在大型新能源基地中◆□▪，光热发电可优化提升基地调节能力，提高绿色电量占比•▷。其次，在区域电力系统中，光热电站可与风光项目构成多能互补系统，缓解保供压力，支撑系统安全。最后•，在源网荷储一体化应用场景中，光热发电可同时满足用电、用汽、用热需求■○。

　　二是光热发电仍需降低建设成本=▼。《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》显示，2018年~2021年建成并网的光热项目单位成本在3万元/千瓦左右。2024年100兆瓦及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.6万元/千瓦●。近年来☆○□，光热项目建设成本呈持续下降趋势，但同期同等规模光伏电站的建设成本只有光热项目的1/3△，对比可知光热项目初期投资压力依旧很大。

　　值得期待的是，从国家到地方，推动光热产业降本增效的政策环境正在加速形成。以青海为例，该省明确2024年~2028年期间，纳入省级年度光热发电示范（试点）开发计划的项目•，统一执行0.55元/千瓦时的上网电价标准。此项政策不仅为行业发展注入了确定性，更催生了如格尔木350兆瓦等标志性项目的建设○■☆，充分印证了清晰的政策信号对引导产业初期发展的重要性◇◆○。

　　首先，强化政策支撑，完善市场机制。“若光热发电参照煤电执行每年330元/千瓦的容量电价•○，在年利用小时数低于2500小时的情况下，度电成本预计可下降约0.13元/千瓦时。”金建祥测算，按当前光热发电度电成本约0.55元/千瓦时估算，补偿后成本可降至0▲.42元/千瓦时左右，竞争力将大幅提升。

　　其次，规模效应与技术创新双轮驱动▽▽▲。当前降本有两条现实路径，一是发挥规模降本效应。同等技术水平下◇◆，项目装机规模从100兆瓦扩大至350兆瓦，度电成本可下降约0.18元/千瓦时。同时，产业规模持续扩大及关键设备材料的全面国产化量产◆▼，也能系统降低初始投资。二是依靠持续技术优化与迭代▲。以投资占比较高的熔盐储能系统为例△=▽，其采用低位罐短轴泵技术可降低储热系统成本约12%•▷，采用高温新型熔盐可进一步降本约15%。

　　最后，共建健康、可持续产业发展生态。◆○■“企业应避免‘内卷式-☆○’降本，应理性竞争。‘低价者胜=’的零和博弈思维☆▷△，不仅会导致企业利润被压缩▲□，还会引发质量风险、抑制技术创新。▷”金建祥指出，只有保障投资商、技术商的合理利润，才能驱动产业走向以质量与创新为核心的健康发展轨道==，最终实现产业链各方的共赢与可持续发展。此外•，金建祥呼吁采购方采用新的招投标方法，重视产品技术与质量。返回搜狐，查看更多