解读水电总院PPT：我国光热发电的发展现状、形势以及相关建议

十九年三级跳：从科技探索走到规模化示范

2024年12月《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》进一步明确，纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划、单独建设的光热发电项目，自投入商业运营之日起，上网电价按每千瓦时0.55元（含税）执行。这一价格与此前首批示范项目约1.15元/千瓦时的水平相比已大幅下调，材料在后续章节中将其归入度电成本下降超50%的整体判断之中。

产业链与标准：产能支撑和政策规范同步成型

标准体系方面，材料将光热发电技术标准分为基础通用、规划设计、施工验收、运行维护、检修、系统及设备、检测试验以及技术管理八个方面，共有标准117项，其中81项已发布、36项在编。从统计图看，施工验收类标准数量最多，达54项，其次是基础通用类，而检修类目前为0项。标准体系的完备程度直接关系到项目从设计、施工到运维各环节是否都有据可依，在编标准较多也说明部分领域的规范仍在补齐过程中。

装机与成本：百万千瓦门槛后的双面图景

成本端的进展同样关键。度电成本从十四五初期的0.95~1.0元/千瓦时降至0.5~0.6元/千瓦时，降幅超过50%；设备国产化率达到95%以上。这意味着光热发电的成本下降和装备自主化在过去几年同步推进，但材料同时指出，这一成本水平仍难以满足央国企对新能源电站的投资回报率要求，因此提出需要超长期国债、容量电价等政策层面的支持，以及地方在土地使用税、水土补偿费等方面的减负。

新一代煤电对标：光热的调节能力被重新定价

材料还记录了光热机组可在降负荷90%时长时间连续稳定安全运行，夜间保持在10~20MW功率区间稳定运行，并在早上集热系统产热盐时快速升至满负荷。光热项目发电机组调峰范围最大可达机组额定容量的95%，这一性能使其在电网一次调频和二次调频中具备参与能力。正是基于这些数据，材料提出可对标新一代煤电技术，并进一步探索沙戈荒大基地光热发电整机替代煤电机组。

136号文与新电源组织模式：市场化带来的边界条件变化

。材料认为，新能源上网电量参与市场交易后，对电源系统的调节能力提出更高要求，储能、光热等调节设施将发挥重要作用，并将形成新的电源组织模式和投资评价体系。因此光热如何在市场中体现其调节价值，成为这一节的关键命题。

四省区因地制宜：电价政策与市场条件的差异

甘肃电力现货市场已正式运行，光热上网电量原则上全部进入电力市场。其136号文衔接政策于8月12日发布，存量光热项目全额纳入机制电量、机制电价为0.3078元/kWh，执行期限按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；增量项目申请纳入机制的电量不高于全部上网电量的80%，按价格上下限申报竞价、执行期限12年。新疆电力现货市场尚未正式运行，136号文衔接政策已出台，增量新能源项目机制电量规模比例暂为其上网电量的50%，机制电价采用边际出清、分类竞价形成，竞价区间暂定0.15~0.262元/千瓦时，按年组织竞价。

十条建议：从规划布局到全面参与电力市场

后三条建议分别关注产业链、海外市场和电力市场参与。产业链方面强调完善链条、加强对光热设备制造和项目开发运营维护等环节的支持引导，通过政策与市场机制推动上下游紧密合作。海外市场方面提出加强与沿线国家的能源交流，开展光热发电项目的投资、建设和运营合作；全球光热发电累计装机从4584到7550兆瓦的区间数据，以及塔式21.6%、线菲4.6%、槽式73.8%的技术路线分布，为出海判断提供了参照。电力市场方面提出光热应全面参与电能量市场、辅助服务和容量交易：依托熔盐储罐在电能量市场中发现价值；辅助服务涵盖基本调峰、有偿调峰、转动惯量、AGC、爬坡、黑启动六类；容量交易则按照同网、同质、同价原则参照煤电参与，煤电为每年每千瓦330元，抽水蓄能实行两部制电价、一站一价。

这组数据把光热发电的规模盘子放在一起看：截至2025年6月建成并网152万千瓦、在建约280万千瓦；在第21页的存量项目口径下，并网发电为148万千瓦、在建265万千瓦、规划480万千瓦。两组数据口径略有差异，但都指向同一个结论——在建和规划规模明显大于已建成规模。 产业链一侧，配套企业达44万余家，集热管、反射镜、熔盐、导热油等产能每年可支撑不低于400万千瓦项目建设。供给端的产能储备与项目端的在建规模基本匹配，制约因素更多在成本与市场机制而非制造能力。

这组数据覆盖成本、标准和调节性能三个维度。成本方面，度电成本从十四五初期的0.95~1.0元/千瓦时降至0.5~0.6元/千瓦时，设备国产化率超过95%；标准方面，技术标准共117项，已发布81项、在编36项，分布在基础通用、规划设计、施工验收、运行维护、检修、系统及设备、检测试验、技术管理八个方面。 调节性能方面，光热爬坡速率为5%~10%额定负荷每分钟，火电为1.5%~2.5%；容量补偿的参照系上，煤电为每年每千瓦330元，抽水蓄能实行两部制电价、一站一价。材料据此提出光热应按同网、同质、同价原则参照煤电参与容量交易，以体现其调节性电源的系统价值。

这组数据反映四个省区在电价形成机制上的差异。青海明确示范项目电价0.55元/千瓦时、含税，且需疏导到用户侧由工商业用户分摊；甘肃存量项目机制电价0.3078元/kWh，增量项目申请纳入机制的电量不高于全部上网电量的80%；新疆增量项目机制电量规模比例暂为上网电量的50%，竞价区间为0.15~0.262元/千瓦时；内蒙古蒙西现货市场申报价格区间为-0.05~1.5元/千瓦时。 电价机制的差异与各地电力市场成熟度直接相关。现货市场已正式运行的甘肃、内蒙古，电价更多由市场竞争形成；现货市场尚未正式运行的青海、新疆，则通过示范电价或分类竞价区间给予一定保障。材料据此提出需因地制宜制定政策，并考虑用户承受能力上限和电价退坡节奏。