初春的青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市，气温仍在零下徘徊，但记者行至该市西北边缘的中国广核集团有限公司（以下简称“中广核”）德令哈200万千瓦光热储一体化项目建设现场，看到的却是一派热气腾腾的繁忙景象。这里既是国务院国资委战略性新兴产业的“百大工程”之一，也是目前国内在建单机容量最大、调峰能力最强的光热项目。
与常见的光伏发电相比，光热发电（即太阳能热发电）似乎还并不为人们所熟知。然而，无论是从应对光伏发电的间歇性和不稳定的现实需求出发，还是在新形势下加快构建新型电力系统的总体要求下，光热发电显然有了更多的“用武之地”。
今年1月1日正式实施的《中华人民共和国能源法》明确提出，要“积极发展光热发电”。《证券日报》记者近日从国家能源局了解到，“加大光伏治沙、光热项目建设力度”已成为其2025年度重点任务之一。
接受《证券日报》记者采访的业内专家认为，随着我国风电和光伏发电的装机容量比重不断提高，电力系统对储能和调峰的需求愈加迫切。而光热发电这种具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，随着未来其规模化发展并辅以光热容量电价政策扶持，将更好地助力新型电力系统建设与电网稳定安全发展。
新项目“整装待发”
德令哈，这座蒙古语意为“金色世界”的城市，旭日之下，记者站上中广核德令哈50兆瓦光热示范项目（位于德令哈市的另一重点项目）的观景台向下俯瞰，一排排抛物面槽式集热器整齐排列，由此汇聚形成的2.46平方公里蓝色“海洋”，正追逐着太阳的运行轨迹，“贪婪”地吸收着太阳的能量。
作为国家能源局首批20个光热示范项目中第一个开工建设、第一个并网投运、第一个商业化运行的项目，中广核德令哈50兆瓦光热示范项目是全球海拔最高的槽式光热电站，其配置了190个槽式集热器回路，9小时熔盐储能发电系统，主要采用槽式聚光集热+熔盐储能的技术路线。
“简单来说，该项目的运行原理是通过聚光镜追踪太阳，进而将投射在镜面的太阳光反射至集热器中间的集热管上，再通过加热传导介质产生蒸汽，最终实现蒸汽发电。”中广核德令哈公司运行部经理段明浩告诉记者，汽轮机发电机组可以实现24小时不间断发电。
从2018年6月30日实现首次并网，到2018年10月10日实现商业发电，中广核德令哈50兆瓦光热示范项目不仅成功填补了我国大规模槽式光热发电技术的空白，使我国正式成为世界上第八个拥有大规模光热电站的国家；2024年，其等效利用小时数达2824小时，位列全国第一，完成了太阳能热发电从科技创新示范到工程实证应用再到产业化推广的过程。
基于该项目的成功经验以及对未来光热产业广阔发展前景的预判，中广核在该项目约30公里之外的德令哈市西出口光伏光热产业园内，正在加码建设国内在建单机容量最大、调峰能力最强光热发电系统——中广核德令哈200万千瓦光热储一体化项目。
中广核太阳能德令哈有限公司副总经理蹇钊告诉记者，该项目总投资约100亿元，分两期建设。其中，以20万千瓦光热发电与80万千瓦光伏发电组成的一期项目，将于2025年年底完成投资。
记者在项目建设现场看到，一期20万千瓦光热项目混凝土结构的吸热塔、主厂房已顺利封顶，已安装完成的14000余面定日镜已延绵至天际，随时“整装待发”。
多家央企争相入局
兼具调峰电源和储能双重功能的光热发电，并非一个新鲜技术，最早可追溯至上世纪80年代。但相比来说，我国光热发电技术总体起步晚于国外，技术积累和储备亦不成体系。
据悉，自2010年亚洲首座塔式太阳能光热发电站在北京延庆动工以来，国家太阳能光热联盟数据显示，截至2015年底，我国光热发电累计装机容量仅为13兆瓦。但同是利用太阳能，国家能源局数据显示，截至2015年底，我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。而截至2024年底，全国光伏发电装机容量已骤增至8.86亿千瓦。
不过，随着近年来我国光伏发电的持续跃升，其自身具有的波动性、随机性、间歇性等问题也日益凸显。此时，在同等装机规模下，发电效率和电源稳定性都远胜光伏的光热发电迎来发展契机。
为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，2016年9月份，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定了首批20个太阳能热发电示范项目，总计装机容量134.9万千瓦。同年，国家发展改革委发布的《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》（以下简称《通知》）明确，核定全国统一的太阳能热发电（含4小时以上储热功能）标杆上网电价为每千瓦时1.15元（含税）。
而后，《太阳能发展“十三五”规划》和《“十四五”现代能源体系规划》均明确要“积极发展太阳能热发电”。
“光热发电作为唯一的兼具新能源发电与大容量储能的成熟技术路线，能够将波动的资源转化为稳定的能量储存并实现有效利用，天然具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性。”国家能源太阳能热发电技术研发中心主任尹航在接受《证券日报》记者采访时表示，在“双碳”目标下，随着新一代电力系统的加速构建，我国需要大力发展光热发电这样具有大规模储能和电网同步机特性的电源，一方面逐步替代火电等高碳能源，另一方面还可作为可再生能源的入网调节手段，作为可再生能源高占比电网的重要支撑。
2023年国家能源局出台的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》明确提出，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。
《2024中国太阳能热发电行业蓝皮书》显示，截至2024年底，我国建成光热发电累计装机容量838.2兆瓦，在全球占比提升至10.6%。目前我国在建光热发电项目34个，总装机容量3300兆瓦；规划光热发电项目37个，总装机容量约4800兆瓦。
《证券日报》记者梳理发现，在上述34个在建光热发电项目中，除中广核外，还可看到多家央企的身影。例如，含100兆瓦光热装机的三峡新能源哈密100万千瓦“光热+光伏”一体化综合能源示范项目；含100兆瓦光热装机的国家电投集团河南电力有限公司“光热+光伏”一体化项目；含100兆瓦光热装机的大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化清洁能源示范项目；含100兆瓦光热装机的国投若羌县10万千瓦光热储能配套90万千瓦光伏市场化并网发电项目；含150兆瓦光热装机中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目等。
成本困境亟待破解
历经十余年发展，光热发电作为光伏之外的太阳能利用又一重要技术领域，不仅愈发受到政策面重视，装机容量的快速增长也引来众多企业争相入局。
国家太阳能光热联盟根据企业名称、企业经营范围、企业简介、品牌产品、企业续存等5个要素查询后显示，我国光热发电产业链单位约441102家。从注册时间来看，注册十年以上的企业达到23153家，注册3年至5年的约67653家，注册1年内的企业有129401家，最近3个月注册的与太阳能热发电业务相关的企业达到39510家。
目前来看，尽管业内已就光热发电步入规模化发展形成一定共识，但成本等问题在一定程度上阻碍了产业规模效应的进一步释放。
比如，尽管前述《通知》对于2018年12月31日以前全部投运的太阳能热发电项目，按照每千瓦时1.15元（含税）执行标杆上网电价（即补贴电价），但2021年国家发展改革委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中重新明确，2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
“一般来说，光热电站前期投资是光伏电站投资的数倍，而在没有国家电价政策和补贴的情况下，或在一定程度上抑制企业对光热电站的投资积极性。”尹航表示。
一位不愿具名的能源领域业内专家表示，总的来看，光热发电目前尚处于发展初期，度电成本依然较高，并不具备同经历了数十年补贴发展的风电、光伏平价的条件。
在尹航看来，地方政府在组织多能互补一体化项目时，由于光热部分单位投资较高，“光热+”模式普遍存在光热减配、装机比例过低等问题，因此光热无法完全满足项目调节需求，光热作为理想的低碳调节电源未能得到充分发展。
面对当前光热产业发展状况，尹航建议，未来或可参考煤电和抽蓄电价机制，同步建立光热两部制电价机制。即电量电价由竞争方式形成，与电力市场建设进度相衔接；容量电价由政府核定，容量电费通过系统运行费疏导。