中國儲能網(wǎng)訊：光熱發(fā)電技術(shù)憑借其“低碳發(fā)電+靈活可調(diào)+電網(wǎng)友好”的三大優(yōu)勢，正在成為我國風(fēng)光大基地低碳發(fā)展的重要支撐。2024年底，青海省優(yōu)選了3座350兆瓦獨立光熱電站，要求電站以調(diào)峰模式運行，并給予0.55元/千瓦時的上網(wǎng)電價?！扒嗪ＤＪ健钡某霈F(xiàn)，標(biāo)志著光熱發(fā)電從示范項目的1.0時代、“光熱+風(fēng)電/光伏”大基地的2.0時代，正式進(jìn)入大容量、低成本、獨立裝機的3.0時代。作為目前全球單體規(guī)模最大、儲能時間最長的光熱項目，這些電站的建成不僅將極大提升青海省電力系統(tǒng)的靈活性與高峰時段的電力供應(yīng)能力，也將為光熱發(fā)電下一階段的規(guī)?；l(fā)展提供示范。
本文系統(tǒng)分析光熱發(fā)電的發(fā)展歷程、青海模式的核心機制及政策支撐體系，并進(jìn)一步提出未來可能的光熱發(fā)電4.0時代“中國模式”的實施框架，旨在為相關(guān)領(lǐng)域的政策制定者、投資方和產(chǎn)業(yè)界提供決策參考。
一、青海光熱發(fā)展歷程：從首批示范項目到“青海模式”
01 光熱1.0階段（2016—2020年）：首批示范項目的產(chǎn)業(yè)化探索
我國光熱發(fā)電起步較晚，但通過國家示范項目的推進(jìn)和企業(yè)的自主創(chuàng)新與研發(fā)，部分技術(shù)已走在國際前列，取得了顯著的發(fā)展成果。
2016年，在國家能源局的推動下，我國啟動了光熱發(fā)電示范項目建設(shè)，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，開啟了國內(nèi)光熱發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用的嘗試。首批示范項目中，最終有7個示范項目建成投運，分別為4個熔鹽塔式項目、2個導(dǎo)熱油槽式項目、1個線性菲涅爾式項目。這批項目建成后的實際運行表現(xiàn)雖然參差不齊，但成功驗證了在我國西北地區(qū)建設(shè)并運行光熱電站的可行性，初步構(gòu)建起光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)鏈，推動相關(guān)技術(shù)規(guī)范體系和設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)逐步建立，基本達(dá)到了國家能源局既定的示范目標(biāo)。
但就在行業(yè)對“第二批”光熱發(fā)電示范項目翹首以盼時，2020年1月，財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號文），全面停止新能源補貼電價政策，明確提出新增光熱發(fā)電項目不再納入中央財政補貼范圍，尚在產(chǎn)業(yè)化初期的光熱發(fā)電直接進(jìn)入無補貼時代，產(chǎn)業(yè)發(fā)展也因此陷入停滯。
02 光熱2.0階段（2021—2024年）：風(fēng)光熱儲協(xié)同發(fā)展
2021年后，隨著“雙碳”目標(biāo)的深入推進(jìn)，風(fēng)電、光伏裝機規(guī)?？焖僭鲩L，支撐性、調(diào)節(jié)性電源愈加緊缺，成為制約新能源進(jìn)一步發(fā)展的主要障礙，光熱發(fā)電的調(diào)峰價值因而被重新審視。在國家能源局和各地政府的支持下，“光熱+光伏/風(fēng)電”（以下簡稱“光熱+”）多能互補模式興起，即由一個項目主體按一定配比同步建設(shè)光熱、風(fēng)電、光伏項目，統(tǒng)一平價上網(wǎng)。其內(nèi)在邏輯是利用光熱發(fā)電提供調(diào)節(jié)能力，依靠風(fēng)電、光伏的低成本優(yōu)勢平衡光熱發(fā)電較高的建設(shè)成本，從而確保項目整體經(jīng)濟性。截至2025年上半年，全國建成、在建、推進(jìn)中的“光熱+”項目超50個，光熱部分總裝機規(guī)模超5吉瓦，實質(zhì)性開工的項目中采用塔式熔鹽技術(shù)路線的占比超過80%。
“光熱+”模式給光熱發(fā)電提供了難得的發(fā)展機遇，大量項目的開工為光熱行業(yè)帶來了一系列積極的變化。技術(shù)方面，塔式光熱定日鏡面積大小不再成為爭論的焦點，主流廠商普遍采用30～40平方米定日鏡規(guī)格，同時“低位熔鹽罐+短軸熔鹽泵”等創(chuàng)新技術(shù)不斷涌現(xiàn)。產(chǎn)業(yè)方面，產(chǎn)業(yè)鏈日趨成熟，主要設(shè)備基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范方面，我國已走在了全球的前列，國內(nèi)企業(yè)主導(dǎo)了大部分IEC光熱發(fā)電國際標(biāo)準(zhǔn)的制定工作。更重要的是，光熱發(fā)電的建設(shè)成本不斷降低，平準(zhǔn)化度電成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）顯著下降，即便因運行模式的差異導(dǎo)致設(shè)備利用率大幅下降1，光熱發(fā)電的LCOE也已從示范項目階段的1.15元/千瓦時下降至0.8~0.9元/千瓦時。
“光熱+”模式為行業(yè)發(fā)展提供了切實有效的過渡方案，但這種經(jīng)濟上的一體化聯(lián)營終歸只是權(quán)宜之計，不具備可持續(xù)性。首先，考慮到整體經(jīng)濟性，光熱裝機在一體化項目中的占比普遍較低，對高比例風(fēng)電光伏的調(diào)節(jié)支撐作用有限，項目仍會給電網(wǎng)帶來額外的調(diào)峰壓力。其次，由于光熱發(fā)電LCOE遠(yuǎn)高于項目整體的上網(wǎng)電價，導(dǎo)致不少項目通過減少鏡場反射面積、縮短儲能時長來降低造價，導(dǎo)致光熱技術(shù)性能進(jìn)一步被弱化。而隨著《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）的發(fā)布，風(fēng)電、光伏的上網(wǎng)電價不可避免地走低，“光熱+”模式尤其是“光熱+光伏”模式的商業(yè)化運營面臨較大經(jīng)濟壓力。
03 光熱3.0階段（2024年—至今）：“青海模式”形成
面對“光熱+”模式的各種問題，從國家主管部門到市場主體都在積極探索發(fā)展路徑。青海省因其在資源稟賦、電源結(jié)構(gòu)方面的特點，率先走出了一條破局之路。
青海省清潔能源開發(fā)利用條件優(yōu)越，尤其是太陽能資源，太陽能年總輻射量和日照時間位居全國第2位，僅次于西藏。截至2024年，青海省新能源裝機突破4900萬千瓦（光伏3631.7萬千瓦、風(fēng)電1268.3萬千瓦、光熱21萬千瓦），占總裝機的70%，占比居全國首位。同時，青海省也面臨高比例新能源所帶來的典型的電力系統(tǒng)平衡問題：一方面，新能源利用率不高，存在著大量棄風(fēng)棄光現(xiàn)象；另一方面，光伏的“晝發(fā)夜?！碧匦耘c水電“夏豐冬枯”特性疊加，冬季枯水季以及夜晚風(fēng)電出力偏低時，嚴(yán)重依靠高價的外購電量彌補電力缺口。雙重挑戰(zhàn)交織，青海省棄電與缺電并存，這一現(xiàn)象將隨著風(fēng)電、光伏裝機和用電負(fù)荷的持續(xù)上升而進(jìn)一步加劇。
在此背景下，優(yōu)選大容量獨立光熱電站并配以合適的固定電價的“青海模式”應(yīng)運而生。2024年，青海省優(yōu)選了3座350兆瓦獨立光熱電站，此批項目均以調(diào)峰模式運行——白天以低負(fù)荷運行，為其他新能源讓路，早晚高峰滿負(fù)荷發(fā)電，減少青海省在高峰高價時段的外購電量。塔式光熱電站自帶儲能，綠色低碳，靈活可調(diào)，冬季發(fā)電量約為夏季發(fā)電量的1.4倍。大規(guī)模建設(shè)光熱電站將有助于解決青海省電力供應(yīng)“日盈夜虧”“夏豐冬枯”的問題。2024年12月31日，青海省發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于青海省光熱發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（青發(fā)改價格〔2024〕778號）2，給予獨立光熱示范項目0.55元/千瓦時的上網(wǎng)電價。
盡管27天后（2025年1月17日）發(fā)布的136號文使市場對該政策的穩(wěn)定性產(chǎn)生了些許疑慮，但136號文中“機制電價”與“機制電量”等概念的提出，仍給“青海模式”政策維持穩(wěn)定提供了保證。青海省在制定136號文實施細(xì)則時，將獨立光熱電站作為一種單獨的技術(shù)類別，明確在其設(shè)計運行壽命內(nèi)的機制電價按照0.55元/千瓦時執(zhí)行，同時將其全電量納入機制，進(jìn)行場外結(jié)算。此舉既可保證政策的統(tǒng)一性，又可展現(xiàn)適當(dāng)靈活性。
青海模式的本質(zhì)是通過電價機制與運行模式的雙重發(fā)力，解決了光熱項目經(jīng)濟性與涉網(wǎng)性能之間的矛盾，有效破解了光熱2.0階段業(yè)主普遍對光熱進(jìn)行“減配”的痛點。一方面，0.55元/千瓦時的電價略高于青海省夜間自外省購電加上輸配電的成本，在不給區(qū)域電力用戶造成過大的額外負(fù)擔(dān)的同時，保證投資方合理的投資收益。另一方面，項目要求不配置任何其他新能源指標(biāo)并按調(diào)峰模式運行，且電站的最終收益還要取決于電站的發(fā)電能力，投資方必須高度關(guān)注光熱電站本身的性能，電站需配置合理的儲能時長和鏡場規(guī)模。青海省新能源裝機中，能在夜間發(fā)電的風(fēng)電僅占26%，且利用小時數(shù)偏低，夜間缺電現(xiàn)象比較常見，因此較長的儲能時長可使電站在缺電時段頂峰發(fā)電獲取較高的電價收益。青海省優(yōu)選的3座電站的配置充分證明了上述要點：3個項目單機規(guī)模均為350兆瓦，鏡場總反射面積315萬~330萬平方米不等，儲熱時長12~14小時不等，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于優(yōu)選文件技術(shù)要求3。
綜上，“青海模式”通過建立科學(xué)的優(yōu)選機制，引導(dǎo)企業(yè)主動對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平，聚焦電站性能提升，推動技術(shù)方案優(yōu)化升級，最終形成了具有行業(yè)示范價值的電站配置體系。
二、青海模式引領(lǐng)光熱轉(zhuǎn)型升級
01 大容量獨立光熱電站建設(shè)對于大基地的重要意義
在“雙碳”目標(biāo)的驅(qū)動下，我國風(fēng)電、光伏裝機快速增長，“沙戈荒”大基地項目是風(fēng)電、光伏規(guī)?；ㄔO(shè)的重要組成部分。根據(jù)國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布的《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案》，到2030年，規(guī)劃建設(shè)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)光基地總裝機容量達(dá)到4.55億千瓦。
隨著新能源比例的不斷提升，“沙戈荒”大基地的進(jìn)一步發(fā)展面臨著諸多挑戰(zhàn)。一是大基地所在地區(qū)消納能力有限，加之風(fēng)光發(fā)電特性導(dǎo)致的出力與用電負(fù)荷時間錯配問題，多地棄電與缺電并存。二是特高壓通道需盡量保持穩(wěn)定運行，對調(diào)峰電源比例有一定要求，一些已建成外送通道由于送端缺乏調(diào)峰電源，利用率明顯偏低。三是逆變器、變流器等電子電力設(shè)備并網(wǎng)給系統(tǒng)帶來巨大沖擊，系統(tǒng)缺乏調(diào)相機或同步發(fā)電機組等支撐性資源時，安全穩(wěn)定運行風(fēng)險大大增加。
為促進(jìn)新能源消納、提高外送通道利用率、維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，必須提升大基地調(diào)節(jié)支撐性電源比例，加強送端系統(tǒng)的調(diào)節(jié)支撐能力?，F(xiàn)階段，大基地項目主要依賴煤電機組承擔(dān)調(diào)節(jié)支撐的角色，千萬千瓦級大基地通常會配置4臺百萬千瓦的煤電機組，導(dǎo)致特高壓通道送出電量含碳量居高不下。
光熱電站采用和火電一樣的汽輪發(fā)電機組作為發(fā)電設(shè)備，配置少量化石燃料補燃即可實現(xiàn)與傳統(tǒng)火電機組相當(dāng)?shù)墓╇娍煽啃员Ｕ?。此外，由于光熱電站沒有鍋爐運行的限制，其調(diào)節(jié)性能顯著優(yōu)于傳統(tǒng)燃煤機組，具備快速啟停和寬幅負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，調(diào)峰速率可達(dá)傳統(tǒng)煤電的2～3倍。若在大基地中以光熱電站替代一定規(guī)模的煤電裝機，可進(jìn)一步提升電網(wǎng)綠電占比及整體系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，促進(jìn)“沙戈荒”新能源大基地更綠。
02 獨立機制電價推動光熱規(guī)?；l(fā)展
將光熱作為單獨的技術(shù)類別給予合適的機制電價政策在當(dāng)前發(fā)展階段發(fā)揮著不可替代的作用。這一機制通過建立穩(wěn)定的收益預(yù)期，為光熱行業(yè)創(chuàng)造了良好的發(fā)展環(huán)境，主要體現(xiàn)在以下三個方面：
1.在運行期內(nèi)給予光熱電站穩(wěn)定的機制電價為投資者提供了明確的風(fēng)險管控框架。在電力市場化改革不斷深化的背景下，電價波動風(fēng)險成為新能源項目投資決策的重要考量因素。光熱發(fā)電項目具有投資規(guī)模大（單位千瓦投資約為光伏的5倍）、技術(shù)復(fù)雜度高等特點，對電價穩(wěn)定性要求更高。在設(shè)計運行期內(nèi)給予與電站LCOE相當(dāng)?shù)臋C制電價可幫助投資者鎖定收益，降低投資風(fēng)險，項目易于通過投資決策。
2.未來幾年穩(wěn)定的獨立機制電價政策有利于形成規(guī)模效應(yīng)和產(chǎn)業(yè)協(xié)同。政策窗口期為產(chǎn)業(yè)鏈上下游企業(yè)提供了穩(wěn)定的市場預(yù)期，促使制造企業(yè)加大研發(fā)投入、優(yōu)化工藝。根據(jù)預(yù)測，若進(jìn)一步實施穩(wěn)定的獨立機制電價政策，光熱可形成每年3～5吉瓦的建設(shè)規(guī)模。這種規(guī)模效應(yīng)將促進(jìn)光熱核心設(shè)備快速降本，增強光熱發(fā)電的經(jīng)濟競爭力，形成良性循環(huán)。
3.以機制電價的形式推動光熱發(fā)電參與電力市場交易，有利于驅(qū)動光熱技術(shù)進(jìn)步。一方面，機制電價可為光熱發(fā)電建立基礎(chǔ)收益保障體系；另一方面，光熱發(fā)電的最終收益仍與其市場化交易表現(xiàn)掛鉤。因此，這種獨立的機制電價既體現(xiàn)了國家對戰(zhàn)略性新能源技術(shù)的差異化扶持政策，也倒逼電站投資方必須在成本控制、技術(shù)升級及運營管理等方面提升核心競爭力。
未來3～5年，隨著光熱發(fā)電成本的持續(xù)下降，機制電價水平可逐步退坡；長遠(yuǎn)來看，隨著新能源裝機規(guī)模的繼續(xù)增長，具備足夠靈活性的光熱發(fā)電項目將在電力市場具備較強競爭力。隨著市場化交易的成熟以及投資者觀念的轉(zhuǎn)變，屆時不僅增量光熱發(fā)電項目不再依賴機制電價，甚至存量光熱發(fā)電項目或?qū)⒅鲃舆x擇退出機制，通過市場化交易獲得更大收益。光熱發(fā)電將真正意義上成為按照市場價格信號調(diào)節(jié)的靈活性支撐電源，最終實現(xiàn)從“政策紅利”到“技術(shù)溢價+系統(tǒng)價值”的持續(xù)盈利模式轉(zhuǎn)變。
03 “青海模式”助力光熱發(fā)電成本下降，邁入4.0階段
在“大容量獨立光熱電站+獨立機制電價”模式的推廣以及各地調(diào)節(jié)支撐性電源的需求持續(xù)增長的推動下，光熱將形成規(guī)模效應(yīng)與成本下降的良性循環(huán)。以青海省德令哈為項目站址，光熱調(diào)峰發(fā)電LCOE下降預(yù)測如下：
1.通過三到五年時間，進(jìn)一步探索大容量、低成本、智能化的新型塔式光熱發(fā)電關(guān)鍵技術(shù)，持續(xù)推動光熱規(guī)?；l(fā)展，實現(xiàn)成本的顯著下降。當(dāng)光熱電站年裝機規(guī)模達(dá)5～10吉瓦，可實現(xiàn)光熱調(diào)峰電站單位千瓦裝機造價不大于1.12萬元，光熱調(diào)峰發(fā)電LCOE可降低至約0.45元/千瓦時。
2.到“十六五”期間，光熱產(chǎn)業(yè)規(guī)?；?yīng)得到充分釋放，光熱發(fā)電技術(shù)革新將得到重大突破。屆時，光熱電站年裝機規(guī)模有望超10吉瓦，光熱調(diào)峰發(fā)電LCOE將降至0.38元/千瓦時，光熱發(fā)電將不依靠任何補貼實現(xiàn)獨立盈利，并在電力市場具備較強競爭力。
匹配光熱發(fā)電的成本下降趨勢，選取青海省德令哈作為項目站址，以配置補燃系統(tǒng)的煤光互補的混合型光熱電站替代裝機規(guī)模100萬千瓦的調(diào)峰煤電站進(jìn)行經(jīng)濟性測算。電站運行模式為早晚高峰滿負(fù)荷運行，其余時間30%負(fù)荷運行，煤炭價格按600元/噸計算，此類燃煤電站調(diào)峰發(fā)電LCOE約0.32元/千瓦時。以混合型光熱替代煤電后，可實現(xiàn)減碳比例64%，按現(xiàn)階段的成本水平，該電站LCOE約0.48元/千瓦時，考慮減碳量帶來的碳市場收益，可降至0.44元/千瓦時。假設(shè)碳交易價格保持不變，到2030年，此類混合型光熱電站的LCOE將降至0.38元/千瓦時；至2035年，可進(jìn)一步降至0.34元/千瓦時，與燃煤發(fā)電LCOE基本相當(dāng)。
未來，在我國廣袤的沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)，以數(shù)百萬千瓦的光熱發(fā)電為支撐，配置千萬千瓦級的風(fēng)電、光伏，建設(shè)真正的清潔能源外送基地，以具有市場競爭力的價格，每年對外輸送數(shù)百億千瓦時的綠色清潔電力，這既是全新的光熱4.0模式，也是兼顧清潔、安全、經(jīng)濟的新能源發(fā)展“中國模式”。
三、政策賦能與市場機制協(xié)同的相關(guān)建議
（一）基于國家核證自愿減排量（CCER）的環(huán)境價值轉(zhuǎn)化
為推動我國能源轉(zhuǎn)型，我國在碳減排領(lǐng)域推出了一系列創(chuàng)新舉措，包括全國碳排放權(quán)交易體系的擴容，以及CCER交易市場的重啟等。2023年10月，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，在首批項目方法學(xué)中，光熱發(fā)電是唯一的陸上新能源發(fā)電方式。根據(jù)規(guī)定，經(jīng)登記的項目減排量即可進(jìn)入交易系統(tǒng)進(jìn)行交易，控排單位根據(jù)需求購買該CCER減排量以彌補碳配額缺口。與機制電價（溢價部分通過系統(tǒng)運行費由工商業(yè)用戶分?jǐn)偅┎煌?，CCER收益來自碳市場，由控排企業(yè)購買碳信用，直接成為光熱電站的額外收入，體現(xiàn)其環(huán)境價值。因此，CCER與機制電價可形成互補——當(dāng)光熱電站獲得CCER交易收益時，可反向降低項目對機制電價的依賴程度。
建議通過政策協(xié)同機制進(jìn)一步完善光熱發(fā)電支持體系：在給予獨立機制電價的同時，鼓勵光熱電站開發(fā)CCER項目，通過市場化交易將環(huán)境收益納入項目回報結(jié)構(gòu)，形成“政策補貼+碳市場”雙軌收益路徑，增強光熱項目的市場活力。
（二）超長期國債支持
2024年政府工作報告中提出，為系統(tǒng)解決強國建設(shè)、民族復(fù)興進(jìn)程中一些重大項目建設(shè)的資金問題，國家擬從2024年開始連續(xù)幾年發(fā)行超長期特別國債。
光熱發(fā)電綠色低碳、電網(wǎng)友好，且自帶長時間低成本儲能，契合超長期國債的投向領(lǐng)域；同時光熱發(fā)電建設(shè)資金需求規(guī)模較大，現(xiàn)階段經(jīng)濟性優(yōu)勢不突出，市場回報率較低，需要國家資金的引導(dǎo)扶持；此外，光熱電站運行期間運營費用低，運行模式可僅在早晚高峰時段發(fā)電，無棄電風(fēng)險，收益穩(wěn)定且持續(xù)，運行期后償還國債資金毫無風(fēng)險。因此，光熱電站與超長期國債的組合具有顯著優(yōu)勢，是一種優(yōu)質(zhì)的搭配方案。
以青海省3個350兆瓦優(yōu)選光熱項目為例，當(dāng)前0.55元/千瓦時的電價僅能保障其達(dá)到最基本的盈利水平，由于其投資規(guī)模大、技術(shù)復(fù)雜，現(xiàn)階段對于那些在光熱領(lǐng)域經(jīng)驗尚淺的投資方而言仍不具備足夠的吸引力。在此背景下，若能夠?qū)⒋笕萘开毩⒐鉄犭娬炯{入超長期國債覆蓋范圍，依托政策性低成本資金的長周期支持，可顯著降低項目融資成本和財務(wù)風(fēng)險，促進(jìn)光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展提速，最終為獨立機制電價的市場化退坡創(chuàng)造條件。
（三）容量補償機制
2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），該文件的出臺將煤電從單一制電價調(diào)整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行。配以化石燃料補燃的獨立光熱調(diào)峰電站與煤電具有同樣的供電保障能力，且調(diào)節(jié)性能更優(yōu)?；诖思夹g(shù)特性，此類光熱電站完全有理由獲得與煤電一樣的容量電價補償。同樣，當(dāng)光熱電站獲得容量電價補償后，其獨立機制電價可根據(jù)收益率重新評估。
因此，建議先試先行一批大容量獨立光熱電站，允許配置較低比例的應(yīng)對極端天氣備用燃料系統(tǒng)（如綠醇，綠氨等），使其具有與同等裝機規(guī)模的煤電調(diào)峰機組相同的頂峰能力和供電保障能力。參照煤電兩部制電價政策，按照項目容量電價的上限每年330元/千瓦執(zhí)行；獲得容量電價補償?shù)捻椖浚錂C制電價應(yīng)按一定項目收益率進(jìn)行調(diào)降，以確保收益的合理性。
四、總結(jié)
光熱發(fā)電的發(fā)展歷程印證了技術(shù)進(jìn)步與政策創(chuàng)新協(xié)同驅(qū)動產(chǎn)業(yè)躍遷的路徑。從1.0時代首批示范項目的產(chǎn)業(yè)化探索，到2.0時代“光熱+”階段的風(fēng)光熱儲協(xié)同發(fā)展，再到當(dāng)前3.0階段“大容量獨立電站+獨立機制電價”為核心的“青海模式”，光熱發(fā)電的清潔靈活調(diào)節(jié)屬性與系統(tǒng)支撐價值逐步被市場認(rèn)知。
青海省依托豐富的太陽能資源稟賦與高比例新能源消納的全局需求，通過引入優(yōu)選機制，優(yōu)先支持具有技術(shù)先進(jìn)性的大容量項目，既規(guī)避了“劣幣驅(qū)逐良幣”的行業(yè)惡性競爭，又為光熱發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用提供了示范樣本。這一模式不僅破解了光熱發(fā)展長期面臨的經(jīng)濟性困局，更通過電價政策與技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的雙向賦能，為電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行提供了不可或缺的調(diào)節(jié)支撐，助力當(dāng)?shù)丶涌煨滦碗娏ο到y(tǒng)建設(shè)進(jìn)程。其形成的政策框架與實施經(jīng)驗，更可作為標(biāo)準(zhǔn)化方案向全國范圍推廣，為我國乃至全球高比例可再生能源地區(qū)實現(xiàn)大規(guī)模能源替代提供了一條兼具經(jīng)濟可行性和低碳可持續(xù)性的創(chuàng)新路徑。
依托獨立機制電價帶來的盈利預(yù)期，光熱發(fā)電將開啟“規(guī)?；当尽?guī)?；钡牧夹匝h(huán)，同時通過市場化交易進(jìn)一步倒逼其技術(shù)進(jìn)步與成本下降，光熱電站有望在3～5年后完全通過市場化交易實現(xiàn)盈利。根據(jù)預(yù)測，3～5年內(nèi)，光熱調(diào)峰發(fā)電LCOE有望降至0.45元/千瓦時，并將在“十六五”期間降至0.4元/千瓦時以下。屆時，光熱發(fā)電將在大型新能源基地中全面替代傳統(tǒng)煤電的調(diào)峰角色，正式開啟光熱4.0時代。為順利實現(xiàn)這一目標(biāo)，長期政策與市場機制需協(xié)同護航：一是通過CCER機制將光熱項目的減排效益轉(zhuǎn)化為市場化收益，與獨立機制電價形成“雙軌保障”，進(jìn)一步對沖成本壓力并增強投資信心；二是以超長期國債為大容量電站提供資本金支持，大幅降低融資成本，加速技術(shù)成熟與規(guī)模效應(yīng)釋放；三是創(chuàng)新移植煤電“容量電價”模式，允許配置較低比例化石燃料補燃系統(tǒng)的光熱電站參照煤電獲得容量電價補償，保障頂峰能力與電網(wǎng)可靠性。
1.首批光熱發(fā)電示范項目運行模式是應(yīng)發(fā)盡發(fā)，電站設(shè)計年利用小時數(shù)基本在3000～4000小時，而“光熱+”中的光熱項目，其運行模式基本上為調(diào)峰運行，電站設(shè)計年利用小時數(shù)在2000小時上下。
2.《關(guān)于青海省光熱發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》指出：2024年至2028年年底，經(jīng)青海省級發(fā)展改革、能源主管部門評審認(rèn)定，納入全省年度光熱發(fā)電示范（試點）開發(fā)計劃，履行基本建設(shè)程序并單獨建設(shè)的光熱發(fā)電項目，自投入商業(yè)運營之日起，上網(wǎng)電價按每千瓦時0.55元（含稅）執(zhí)行。
3.《青海省2024年光熱發(fā)電示范（試點）項目優(yōu)選公告》提出：申報規(guī)模不低于20萬千瓦，日儲能時長6小時以上（年時長最低為2190小時），每10萬千瓦電站的鏡場面積不少于80萬平方米，其他技術(shù)指標(biāo)不得低于國家組織的示范項目。
