目前，国内有近30个大型“光热+”基地项目正在快速推进，其中约20个项目正在建设中，部分项目已进入全面建设阶段。 总体来看，在第一批示范之后沉寂下来的光热发电正在迎来新一波的发展。 太阳能热发电和熔盐储能技术都在快速发展。
多位受访者告诉中国能源报记者，“在当前新能源充分、可负担的条件下，大型新能源基地太阳能、光热发电占比较低，太阳能、火电发挥的效能有限。 ” “光热发电项目高质量发展，上网电价需要市场化确定。”
行业逐步规范
光热发电项目投资大、建设周期长，与光伏相比受到的关注度较低。 但近两年，在碳达峰、碳中和相关政策的引导下，光热发电市场逐渐蓬勃发展。
今年，国家能源局宣布，“十四五”期间，全国每年新增光热发电建设规模将达到300万千瓦左右。 各省市规划了一批大型风光光热基地项目，并已开标、开工建设。 如今，国家能源集团、中国电建、中国三峡集团、中国广核集团、中国能建等国有企业都在建设光热发电项目。
近日，国家能源局综合司发布了2023年能源领域行业标准制修订计划，涉及太阳能热发电、熔盐蓄热相关标准13项，如《能源领域规划报告编制规定》等。风电、光伏、光热一体化发电项目》《风电、光伏、光热一体化发电项目可行性研究报告编制规定》、《太阳能热发电站环境保护技术监督规定》、《 《太阳能热电站汽轮机技术监督规程》、《太阳能热电站集热系统技术监督规程》《太阳能热电站蓄热与换热系统技术监督规程》等行业业内人士认为，上述标准的修订将规范光热行业的发展，避免技术混乱。
接受采访的业内人士表示，政策和企业正在共同努力，推动光热发电行业高质量发展。 我国光伏、风电经过长期补贴激励和一定规模效应后，成本逐渐下降，而光热发电尚未形成规模效应。 通过首批示范项目的建设，国内光热发电产业初步实现了设备材料的规模化生产和生产工艺的优化。 但由于国内光热电站装机容量较小，光热发电成本仍然较高。
“价值打折了”
谈及目前光热发电遇到的困难，业内人士认为，关键在于“政策”和“成本”问题。 一位国企相关人士在接受中国能源报记者采访时直言，目前在开发风光火电一体化项目时，按照当地标杆电价计算，大部分光热发电都出现亏损。对于燃煤发电来说，需要通过风电和光伏发电的利润率来弥补。 地方政府根据开发商能够接受的最低投资收益确定光热与风电、光伏的容量比例。 光热建设方案并不是最优的技术方案，削弱了光热灵活调节的优势。
“虽然光热发电的价值已被广泛认可，但由于缺乏规模效应，缺乏长期补贴激励，目前成本仍然较高，这也导致光热发电装机占比较小。多能互补项目发电。 ”浙江科盛科技有限公司董事长金建祥向中国能源报记者分析，目前光伏与光热的比例在6：1-9：1之间，不能完全满足企业自身的需求。大型风电、太阳能基地的调控需求。
金建祥认为，降低光热发电成本一方面靠规模扩张；另一方面靠规模扩张。 另一方面，技术创新尤为重要，他希望同行更加关注技术创新。
“如果保持目前的发展势头，新技术逐步应用，光热发电成本将会快速下降。” 金建祥表示，未来单机光热发电规模将快速扩大至20万-30万千瓦。 预计三年后短时间内，光热发电成本将降至0.6元/kWh以下。 考虑到其内置的储能特性，这个成本将具有竞争力。 未来，在多能互补项目中，风电、光伏、光热的比例将达到1：1：1，从而保证光热的调峰性能。
针对光热发电价值贴现的问题，上述央企相关人士建议，有条件的省区可以研究出台财政、价格、土地等支持政策，支持大型光伏电站的发展。规模发展太阳能热发电，提前规划百万千瓦、千万千瓦。 光热发电基地，率先打造光热发电产业集群。
上网电价与供需挂钩
电力规划设计总院原副院长孙锐对中国能源报记者表示，当前太阳能光热发电产业已经市场化发展，但太阳能上网电价仍居高不下。火电发电项目没有按照市场化方式确定，导致项目开发招标没有完全市场化。
孙锐直言，目前的光热发电项目，电网公司按照当地燃煤发电标杆电价结算。 超过燃煤发电标杆电价的成本不能通过上网电价收回。 本案采用多能互补一体化项目方式，将光热发电与风电、光伏发电进行匹配，利用风电、光伏发电的利润空间弥补光热发电的损失一代。 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。 这不失为一种权宜之计。 然而，在综合项目中，光热发电却处于亏损状态。 为了获得合理的投资回报，开发商不得不减少光热发电的投资，导致光热发电聚光系统规模大幅缩小，导致火力发电的性能大幅下降，长期节能的技术优势存储丢失。 因此，为了使光热发电健康发展并在新的电力体系中更好地发挥作用，迫切需要建立光热发电项目的成本传导机制。
“以并网电价为目标，通过市场竞争确定光热发电项目的并网电价和开发商，有利于降低光热发电成本，刺激相关企业的技术进步。由于光热发电内部系统配置光热电站非常灵活，不同的系统配置决定了光热发电机组的性能差异和发电成本。” 孙锐认为，招标前应通过系统研究确定光热发电在系统中的功能定位，并将对单元的功能要求写入招标文件中，在满足招标文件技术要求的前提下，上网电价最低者中标。 通过竞价确定的上网电价需要传输到后端。 此外，还需要将上网电价与供需关系挂钩，根据电网峰谷分时电价模型确定供电电源的上网电价系数。受端电网，充分利用价格机制，鼓励供电参与系统调峰，降低系统调峰成本。
