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光熱發電技術憑借其“低碳發電+靈活可調+電網友好”的三大優勢，正在成為我國風光大基地低碳發展的重要支撐。2024年底，青海省優選了3座350兆瓦獨立光熱電站，要求電站以調峰模式運行，并給予0.55元/千瓦時的上網電價。“青海模式”的出現，標志著光熱發電從示范項目的1.0時代、“光熱+風電/光伏”大基地的2.0時代，正式進入大容量、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的靈活性與高峰時段的電力供應能力，也將為光熱發電下一階段的規模化發展提供示范。

本文系統分析光熱發電的發展歷程、青海模式的核心機制及政策支撐體系，并進一步提出未來可能的光熱發電4.0時代“中國模式”的實施框架，旨在為相關領域的政策制定者、投資方和產業界提供決策參考。

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青海光熱發展歷程：從首批示范項目到“青海模式”

▌光熱1.0階段（2016—2020年）：首批示范項目的產業化探索

我國光熱發電起步較晚，但通過國家示范項目的推進和企業的自主創新與研發，部分技術已走在國際前列，取得了顯著的發展成果。

2016年，在國家能源局的推動下，我國啟動了光熱發電示范項目建設，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，開啟了國內光熱發電規模化應用的嘗試。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雖然參差不齊，但成功驗證了在我國西北地區建設并運行光熱電站的可行性，初步構建起光熱發電的產業鏈，推動相關技術規范體系和設計標準逐步建立，基本達到了國家能源局既定的示范目標。

但就在行業對“第二批”光熱發電示范項目翹首以盼時，2020年1月，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（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電項目不再納入中央財政補貼范圍，尚在產業化初期的光熱發電直接進入無補貼時代，產業發展也因此陷入停滯。

▌光熱2.0階段（2021—2024年）：風光熱儲協同發展

2021年后，隨著“雙碳”目標的深入推進，風電、光伏裝機規模快速增長，支撐性、調節性電源愈加緊缺，成為制約新能源進一步發展的主要障礙，光熱發電的調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光熱、風電、光伏項目，統一平價上網。其內在邏輯是利用光熱發電提供調節能力，依靠風電、光伏的低成本優勢平衡光熱發電較高的建設成本，從而確保項目整體經濟性。截至2025年上半年，全國建成、在建、推進中的“光熱+”項目超50個，光熱部分總裝機規模超5吉瓦，實質性開工的項目中采用塔式熔鹽技術路線的占比超過80%。

“光熱+”模式給光熱發電提供了難得的發展機遇，大量項目的開工為光熱行業帶來了一系列積極的變化。技術方面，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平方米定日鏡規格，同時“低位熔鹽罐+短軸熔鹽泵”等創新技術不斷涌現。產業方面，產業鏈日趨成熟，主要設備基本實現國產化。標準規范方面，我國已走在了全球的前列，國內企業主導了大部分IEC光熱發電國際標準的制定工作。更重要的是，光熱發電的建設成本不斷降低，平準化度電成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）顯著下降，即便因運行模式的差異導致設備利用率大幅下降1，光熱發電的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+”模式為行業發展提供了切實有效的過渡方案，但這種經濟上的一體化聯營終歸只是權宜之計，不具備可持續性。首先，考慮到整體經濟性，光熱裝機在一體化項目中的占比普遍較低，對高比例風電光伏的調節支撐作用有限，項目仍會給電網帶來額外的調峰壓力。其次，由于光熱發電LCOE遠高于項目整體的上網電價，導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，導致光熱技術性能進一步被弱化。而隨著《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）的發布，風電、光伏的上網電價不可避免地走低，“光熱+”模式尤其是“光熱+光伏”模式的商業化運營面臨較大經濟壓力。

▌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展路徑。青海省因其在資源稟賦、電源結構方面的特點，率先走出了一條破局之路。

青海省清潔能源開發利用條件優越，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平衡問題：一方面，新能源利用率不高，存在著大量棄風棄光現象；另一方面，光伏的“晝發夜停”特性與水電“夏豐冬枯”特性疊加，冬季枯水季以及夜晚風電出力偏低時，嚴重依靠高價的外購電量彌補電力缺口。雙重挑戰交織，青海省棄電與缺電并存，這一現象將隨著風電、光伏裝機和用電負荷的持續上升而進一步加劇。

在此背景下，優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”應運而生。2024年，青海省優選了3座350兆瓦獨立光熱電站，此批項目均以調峰模式運行——白天以低負荷運行，為其他新能源讓路，早晚高峰滿負荷發電，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，冬季發電量約為夏季發電量的1.4倍。大規模建設光熱電站將有助于解決青海省電力供應“日盈夜虧”“夏豐冬枯”的問題。2024年12月31日，青海省發展改革委發布《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》（青發改價格〔2024〕778號）2，給予獨立光熱示范項目0.55元/千瓦時的上網電價。

盡管27天后（2025年1月17日）發布的136號文使市場對該政策的穩定性產生了些許疑慮，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”政策維持穩定提供了保證。青海省在制定136號文實施細則時，將獨立光熱電站作為一種單獨的技術類別，明確在其設計運行壽命內的機制電價按照0.55元/千瓦時執行，同時將其全電量納入機制，進行場外結算。此舉既可保證政策的統一性，又可展現適當靈活性。

青海模式的本質是通過電價機制與運行模式的雙重發力，解決了光熱項目經濟性與涉網性能之間的矛盾，有效破解了光熱2.0階段業主普遍對光熱進行“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，在不給區域電力用戶造成過大的額外負擔的同時，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并按調峰模式運行，且電站的最終收益還要取決于電站的發電能力，投資方必須高度關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模。青海省新能源裝機中，能在夜間發電的風電僅占26%，且利用小時數偏低，夜間缺電現象比較常見，因此較長的儲能時長可使電站在缺電時段頂峰發電獲取較高的電價收益。青海省優選的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，遠遠高于優選文件技術要求3。

綜上，“青海模式”通過建立科學的優選機制，引導企業主動對標行業先進水平，聚焦電站性能提升，推動技術方案優化升級，最終形成了具有行業示范價值的電站配置體系。

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青海模式引領光熱轉型升級

▌大容量獨立光熱電站建設對于大基地的重要意義

在“雙碳”目標的驅動下，我國風電、光伏裝機快速增長，“沙戈荒”大基地項目是風電、光伏規模化建設的重要組成部分。根據國家發展改革委和國家能源局發布的《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》，到2030年，規劃建設以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風光基地總裝機容量達到4.55億千瓦。

隨著新能源比例的不斷提升，“沙戈荒”大基地的進一步發展面臨著諸多挑戰。一是大基地所在地區消納能力有限，加之風光發電特性導致的出力與用電負荷時間錯配問題，多地棄電與缺電并存。二是特高壓通道需盡量保持穩定運行，對調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峰電源，利用率明顯偏低。三是逆變器、變流器等電子電力設備并網給系統帶來巨大沖擊，系統缺乏調相機或同步發電機組等支撐性資源時，安全穩定運行風險大大增加。

為促進新能源消納、提高外送通道利用率、維護電力系統的安全穩定運行，必須提升大基地調節支撐性電源比例，加強送端系統的調節支撐能力。現階段，大基地項目主要依賴煤電機組承擔調節支撐的角色，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電機組作為發電設備，配置少量化石燃料補燃即可實現與傳統火電機組相當的供電可靠性保障。此外，由于光熱電站沒有鍋爐運行的限制，其調節性能顯著優于傳統燃煤機組，具備快速啟停和寬幅負荷調節能力，調峰速率可達傳統煤電的2～3倍。若在大基地中以光熱電站替代一定規模的煤電裝機，可進一步提升電網綠電占比及整體系統調節能力，促進“沙戈荒”新能源大基地更綠。

▌獨立機制電價推動光熱規模化發展

將光熱作為單獨的技術類別給予合適的機制電價政策在當前發展階段發揮著不可替代的作用。這一機制通過建立穩定的收益預期，為光熱行業創造了良好的發展環境，主要體現在以下三個方面：

（1）在運行期內給予光熱電站穩定的機制電價為投資者提供了明確的風險管控框架。在電力市場化改革不斷深化的背景下，電價波動風險成為新能源項目投資決策的重要考量因素。光熱發電項目具有投資規模大（單位千瓦投資約為光伏的5倍）、技術復雜度高等特點，對電價穩定性要求更高。在設計運行期內給予與電站LCOE相當的機制電價可幫助投資者鎖定收益，降低投資風險，項目易于通過投資決策。

（2）未來幾年穩定的獨立機制電價政策有利于形成規模效應和產業協同。政策窗口期為產業鏈上下游企業提供了穩定的市場預期，促使制造企業加大研發投入、優化工藝。根據預測，若進一步實施穩定的獨立機制電價政策，光熱可形成每年3～5吉瓦的建設規模。這種規模效應將促進光熱核心設備快速降本，增強光熱發電的經濟競爭力，形成良性循環。

（3）以機制電價的形式推動光熱發電參與電力市場交易，有利于驅動光熱技術進步。一方面，機制電價可為光熱發電建立基礎收益保障體系；另一方面，光熱發電的最終收益仍與其市場化交易表現掛鉤。因此，這種獨立的機制電價既體現了國家對戰略性新能源技術的差異化扶持政策，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，隨著光熱發電成本的持續下降，機制電價水平可逐步退坡；長遠來看，隨著新能源裝機規模的繼續增長，具備足夠靈活性的光熱發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變，屆時不僅增量光熱發電項目不再依賴機制電價，甚至存量光熱發電項目或將主動選擇退出機制，通過市場化交易獲得更大收益。光熱發電將真正意義上成為按照市場價格信號調節的靈活性支撐電源，最終實現從“政策紅利”到“技術溢價+系統價值”的持續盈利模式轉變。

▌“青海模式”助力光熱發電成本下降，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節支撐性電源的需求持續增長的推動下，光熱將形成規模效應與成本下降的良性循環。以青海省德令哈為項目站址，光熱調峰發電LCOE下降預測如下：

（1）通過三到五年時間，進一步探索大容量、低成本、智能化的新型塔式光熱發電關鍵技術，持續推動光熱規模化發展，實現成本的顯著下降。當光熱電站年裝機規模達5～10吉瓦，可實現光熱調峰電站單位千瓦裝機造價不大于1.12萬元，光熱調峰發電LCOE可降低至約0.45元/千瓦時。

（2）到“十六五”期間，光熱產業規模化效應得到充分釋放，光熱發電技術革新將得到重大突破。屆時，光熱電站年裝機規模有望超10吉瓦，光熱調峰發電LCOE將降至0.38元/千瓦時，光熱發電將不依靠任何補貼實現獨立盈利，并在電力市場具備較強競爭力。

匹配光熱發電的成本下降趨勢，選取青海省德令哈作為項目站址，以配置補燃系統的煤光互補的混合型光熱電站替代裝機規模100萬千瓦的調峰煤電站進行經濟性測算。電站運行模式為早晚高峰滿負荷運行，其余時間30%負荷運行，煤炭價格按600元/噸計算，此類燃煤電站調峰發電LCOE約0.32元/千瓦時。以混合型光熱替代煤電后，可實現減碳比例64%，按現階段的成本水平，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，可進一步降至0.34元/千瓦時，與燃煤發電LCOE基本相當。

未來，在我國廣袤的沙漠、戈壁、荒漠地區，以數百萬千瓦的光熱發電為支撐，配置千萬千瓦級的風電、光伏，建設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、經濟的新能源發展“中國模式”。

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政策賦能與市場機制協同的相關建議

▌基于國家核證自愿減排量（CCER）的環境價值轉化

為推動我國能源轉型，我國在碳減排領域推出了一系列創新舉措，包括全國碳排放權交易體系的擴容，以及CCER交易市場的重啟等。2023年10月，生態環境部發布《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，在首批項目方法學中，光熱發電是唯一的陸上新能源發電方式。根據規定，經登記的項目減排量即可進入交易系統進行交易，控排單位根據需求購買該CCER減排量以彌補碳配額缺口。與機制電價（溢價部分通過系統運行費由工商業用戶分攤）不同，CCER收益來自碳市場，由控排企業購買碳信用，直接成為光熱電站的額外收入，體現其環境價值。因此，CCER與機制電價可形成互補——當光熱電站獲得CCER交易收益時，可反向降低項目對機制電價的依賴程度。

建議通過政策協同機制進一步完善光熱發電支持體系：在給予獨立機制電價的同時，鼓勵光熱電站開發CCER項目，通過市場化交易將環境收益納入項目回報結構，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。

▌超長期國債支持

2024年政府工作報告中提出，為系統解決強國建設、民族復興進程中一些重大項目建設的資金問題，國家擬從2024年開始連續幾年發行超長期特別國債。

光熱發電綠色低碳、電網友好，且自帶長時間低成本儲能，契合超長期國債的投向領域；同時光熱發電建設資金需求規模較大，現階段經濟性優勢不突出，市場回報率較低，需要國家資金的引導扶持；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電，無棄電風險，收益穩定且持續，運行期后償還國債資金毫無風險。因此，光熱電站與超長期國債的組合具有顯著優勢，是一種優質的搭配方案。

以青海省3個350兆瓦優選光熱項目為例，當前0.55元/千瓦時的電價僅能保障其達到最基本的盈利水平，由于其投資規模大、技術復雜，現階段對于那些在光熱領域經驗尚淺的投資方而言仍不具備足夠的吸引力。在此背景下，若能夠將大容量獨立光熱電站納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風險，促進光熱發電規模化發展提速，最終為獨立機制電價的市場化退坡創造條件。

▌容量補償機制

2023年11月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號），該文件的出臺將煤電從單一制電價調整為兩部制電價，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；容量電價充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。配以化石燃料補燃的獨立光熱調峰電站與煤電具有同樣的供電保障能力，且調節性能更優。基于此技術特性，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，當光熱電站獲得容量電價補償后，其獨立機制電價可根據收益率重新評估。

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對極端天氣備用燃料系統（如綠醇，綠氨等），使其具有與同等裝機規模的煤電調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/千瓦執行；獲得容量電價補償的項目，其機制電價應按一定項目收益率進行調降，以確保收益的合理性。

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總結

光熱發電的發展歷程印證了技術進步與政策創新協同驅動產業躍遷的路徑。從1.0時代首批示范項目的產業化探索，到2.0時代“光熱+”階段的風光熱儲協同發展，再到當前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”，光熱發電的清潔靈活調節屬性與系統支撐價值逐步被市場認知。

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，通過引入優選機制，優先支持具有技術先進性的大容量項目，既規避了“劣幣驅逐良幣”的行業惡性競爭，又為光熱發電規模化應用提供了示范樣本。這一模式不僅破解了光熱發展長期面臨的經濟性困局，更通過電價政策與技術標準的雙向賦能，為電力系統穩定運行提供了不可或缺的調節支撐，助力當地加快新型電力系統建設進程。其形成的政策框架與實施經驗，更可作為標準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實現大規模能源替代提供了一條兼具經濟可行性和低碳可持續性的創新路徑。

依托獨立機制電價帶來的盈利預期，光熱發電將開啟“規模化—降本—盈利—規模化”的良性循環，同時通過市場化交易進一步倒逼其技術進步與成本下降，光熱電站有望在3～5年后完全通過市場化交易實現盈利。根據預測，3～5年內，光熱調峰發電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，光熱發電將在大型新能源基地中全面替代傳統煤電的調峰角色，正式開啟光熱4.0時代。為順利實現這一目標，長期政策與市場機制需協同護航：一是通過CCER機制將光熱項目的減排效益轉化為市場化收益，與獨立機制電價形成“雙軌保障”，進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，加速技術成熟與規模效應釋放；三是創新移植煤電“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可靠性。

【腳注】

1.首批光熱發電示范項目運行模式是應發盡發，電站設計年利用小時數基本在3000～4000小時，而“光熱+”中的光熱項目，其運行模式基本上為調峰運行，電站設計年利用小時數在2000小時上下。

2.《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》指出：2024年至2028年年底，經青海省級發展改革、能源主管部門評審認定，納入全省年度光熱發電示范（試點）開發計劃，履行基本建設程序并單獨建設的光熱發電項目，自投入商業運營之日起，上網電價按每千瓦時0.55元（含稅）執行。

3.《青海省2024年光熱發電示范（試點）項目優選公告》提出：申報規模不低于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，其他技術指標不得低于國家組織的示范項目。

作者：李俊峰  劉亞芳  孫銳  金建祥（李俊峰中國能源研究會常務理事；劉亞芳浙江大學兼職教授，國家能源局能源節約和科技裝備司原副司長；孫銳電力規劃設計總院高級顧問、全國工程勘察設計大師金建祥工業控制技術全國重點實驗室主任，浙江大學教授[研究員]、博士生導師）