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本文作者為：電力規劃設計總院高級顧問孫銳。

2023年3月，《國家能源局綜合司關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》下發，標志著我國光熱發電進入規模化發展的新階段。文件明確，力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。然而，這樣的發展目標要真正落實，尚需要對項目開發模式和上網電價傳導機制進行深入研究和探討。

一、目前我國光熱發電項目開發模式

（一）第一批光熱發電示范項目

我國在“十二五”電力發展規劃中明確提出，2015年實現光熱發電裝機容量100萬千瓦。2012年2月，國家能源局新能源和可再生能源司開始啟動光熱發電示范項目的相關工作，并委托水電水利規劃設計總院開展光熱發電廠址普查工作，委托電力規劃設計總院負責研究提出光熱發電示范項目的技術要求和實施方案，當年9月兩家機構完成了上述兩項工作并上報國家能源局。隨后，國家發展改革委價格司與國家能源局開展了光熱發電示范項目的上網電價研究工作。2015年9月，《國家能源局關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》印發，要求各省級能源主管部門按照相關要求組織示范項目申報。

2016年8月，《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》發布，明確了光熱發電示范項目的上網電價為1.15元/千瓦時。2016年9月，國家能源局發布了《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，明確了20個項目為第一批光熱發電示范項目，總裝機容量為134.9萬千瓦。截至2021年底，我國已經投運光熱發電項目9個，總裝機容量550兆瓦。光熱發電示范工程的建設促進了我國光熱發電的產業發展，形成了較為完整的產業鏈，設備和材料的國產化率已超過95%。

（二）后續光熱發電項目

2020年初，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確，2021年12月31日以后新增的光熱發電項目不再納入中央財政補貼范圍。隨后，國家發展改革委印發的《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確，2021年起，新核準的光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。該文件雖然將光熱發電上網電價的定價權授予了省級地方政府，但明確規定電網公司按照當地燃煤基準電價支付，高出當地燃煤基準電價的部分無法向后傳導。光熱發電幾乎都分布在欠發達地區，地方財政根本沒有能力對其進行補貼。此后，光熱發電市場需求受到抑制。

隨著我國風電和光伏發電的裝機比重不斷提高，電力系統對儲能和調峰的需求愈加迫切。2021年2月25日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，隨后國家能源局發布的《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》明確，充分發揮流域梯級水電站、具有較強調節性能水電站、儲熱型光熱電站、儲能設施的調節能力，匯集新能源電力，積極推動“風光儲”一體化。

在上述政策出臺后，具有光熱發電資源的省份將光熱發電與光伏或風電打捆，采用多能互補一體化項目建設模式，通過風電和光伏發電的利潤空間來彌補光熱發電的虧損。在缺乏光熱發電上網電價傳導機制的情況下，這樣的開發模式對緩解光熱發電產業鏈生存危機產生了積極作用。目前采用多能互補一體化建設模式，已開工建設或已列入地方開工計劃的光熱發電項目超過30個，總裝機容量超過3吉瓦。

2022年3月22日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《“十四五”現代能源體系規劃》明確，“因地制宜建設天然氣調峰電站和發展儲熱型太陽能熱發電，推動氣電、太陽能熱發電與風電、光伏發電融合發展、聯合運行”。

（三）目前光熱發電項目開發模式存在的問題

目前國內開展的新能源基地建設模式，基本上沿用了多能互補一體化項目的模式，將新能源基地分解為若干個多能互補一體化建設項目。一體化項目中的光伏、風電與儲能和光熱發電的容量配比，根據目前上網電價、按照滿足投資方的最低收益要求確定，因此，并沒有以輸出電力的優良品質為目標開展深入系統研究，致使新能源基地輸出的電力品質無法得到保證。

在多能互補一體化項目中，光熱發電按照當地燃煤發電的基準電價上網是虧損的，投資方為了達到合理的投資收益，只能大幅削減光熱發電投資，聚光集熱系統的容量大幅度縮減，導致光熱發電機組的發電量和靈活調節功能大打折扣，喪失了長時儲能的技術優勢（很多光熱發電機組的年利用小時數僅為1300小時，扣除檢修25天后的全年日平均利用小時數僅3.8小時）。

此外，在新能源基地的運行調度方面，對于光熱發電這樣的靈活調節電源，由系統調度直接調用，才能更好地發揮起調節作用，保障新能源基地整體外送電力的質量。

二、國際上光熱發電項目開發模式

在國際市場中，經濟發達的國家對于電源項目的開發通常采用公開招標的方式。首先由相關管理單位或電網公司委托咨詢機構編制招標文件，提出明確的技術要求和評標準則。電源開發商則根據招標文件的要求進行投標，在滿足技術要求的前提下，上網電價最低的項目中標，并與電網公司或相關管理單位簽訂長期購電協議（PPA）。為了使上網電價充分體現電力市場的供求關系，通常會根據項目所在電力系統的負荷特性，將峰谷分時銷售電價的模式傳導至上網端，即每天24小時劃分為不同的時段執行不同的上網電價系數，不同季節，可以有不同的時段劃分。這樣的上網電價系數和對應的時段要放入招標文件中，電源開發商會根據這樣的采購模式，研究確定電站內的工藝系統配置，使其最大程度適應電力系統需求，并盡可能使基礎上網電價最低，增大中標的概率。下面列出幾個項目的實例。

（一）南非

南非將每天分為三個時段，平峰時段（12小時）、高峰時段（5小時）和低谷時段（7小時），在平峰時段光熱發電的上網電價系數為1，高峰時段為2.7，低谷時段為0。

表1南非光熱發電上網電價及時段劃分

（二）摩洛哥

摩洛哥將每天分為三個時段，平峰時段、高峰時段和低谷時段，平峰時段光熱發電的上網電價系數為0.85，在高峰時段為1，低谷時段為0。不同月份的時段劃分亦不相同。

表2摩洛哥光熱發電上網電價及時段劃分

（三）迪拜

我國某公司在迪拜總承包的光熱和光伏項目，光伏的上網電價為2.4美分/千瓦時,光熱的上網電價分別為2.9美分/千瓦時（10:00—16:00）和9.2美分/千瓦時(16:00-10:00)。

采用市場競價方式確定電源項目的開發商和上網電價，有利于降低電力系統的電力采購成本，同時會激勵電源技術進步；上網電價按照不同時段對應不同的電價系數，可以激勵電源參與系統調峰的積極性，降低系統額外的調峰成本。這兩種做法值得國內學習借鑒。

三、光熱發電項目開發模式

新能源基地與零散的新能源發電項目不同，其裝機規模超過千萬千瓦，并且要立足于自身解決調峰問題，不占用系統中原有的調節資源。光熱發電具有長時儲能和靈活調節的技術優勢，但其發電量和靈活調節能力與光熱發電機組的系統配置密切相關，系統配置還與機組的經濟性緊密相連。因此，要使光熱發電機組在新能源基地中發揮應有作用，電網公司和咨詢機構要根據電源結構和電力輸出要求開展系統研究，根據系統的需要確定光熱發電機組的功能定位。光熱發電項目投資商要根據系統對光熱發電項目的技術要求，研究確定機組的系統配置。由于光熱發電系統存在不同的技術路線，即使按照同樣的機組功能，系統配置也有所不同，在經濟性方面也存在差異。因此，通過公開競價招標方式選擇開發商并確定上網電價，對降低光熱發電項目上網電價、促進光熱發電技術進步、營造市場公平競爭環境都大有益處。

光熱發電項目的上網電價可根據所有投標項目的平均上網電價確定，低于平均電價的項目中標。若光熱發電裝機容量尚有缺額，則可以進行第二輪招標。第二輪招標則以第一輪招標確定的上網電價為條件，通過綜合打分確定電源開發商，這樣可以使新能源基地的光熱發電項目執行相同的上網電價。

圖1新能源基地中光熱發電項目開發流程圖

四、光熱發電的電價傳導機制

長期以來，我國確定各種電源的上網電價，采用的方法是按照一定的邊界條件，鎖定行業基準投資收益，測算電源的上網電價，并由政府主管部門發文明確，全國遵照執行。這一方式對保證投資方的收益、吸引電力項目的投資發揮了重要作用。然而，我國已全面進入市場經濟并處于能源轉型時期，這一方式已經不能適應社會和經濟發展的需求。首先，上網電價測算的邊界條件不斷地變化，政府確定的電源上網電價不能及時調整。第二，這樣確定的上網電價并沒有通過市場競爭，不利于電力系統降低購電成本。第三，這樣確定的上網電價沒有體現供求關系，不利于電力系統降低調峰成本。在管理機制方面，對于已經不能適應生產力發展的傳統管理機制，則需要“破立并舉”。

已有研究成果表明，要實現碳中和目標，用電成本必定要提高，其他國家的現實情況也印證了這一點。電力用戶承擔能源轉型引發的用電成本增加，引發商品成本和居民生活成本增加，這是真實反映電力價值的結果。與此同時，用電價格的增長也會刺激電力用戶研發或應用節能技術，降低社會的能源消耗。因此，能源轉型引發的電力成本增加，由電力用戶承擔是必然、唯一的途徑。地方政府也可以根據財政收支情況，對需要扶持的產業和經濟困難的電力用戶進行電價補貼。

綜上所述，電源上網電價形成機制的市場化改革已刻不容緩。目前，部分省份已經出臺了峰谷分時銷售電價政策，這充分體現了市場經濟環境下，價格反映供求關系并對其進行調控的功能，但仍需將這一模式向發電上網側傳導。

以新能源基地建設為契機，率先在新能源基地的電源端進行上網電價形成機制市場化改革試點，可以積累經驗，為以后在全國推廣起到示范作用。

圖2新能源基地電價傳導環節示意圖

注：本文轉自中能傳媒研究院。