转载自：中国电力报（记者：雷歆蕊）
以光热之力 筑牢能源转型之基
——青海出台全国首个省级光热专项支持性政策
光热发电是加快构建新型电力系统的有效支撑。作为光热产业先行区，近年来，青海光热产业发展基础扎实，已建成和在建项目规模均领跑全国，并率先开展30万千瓦等级大容量光热项目示范。
日前，青海出台我国首个省级光热专项支持性政策——《关于促进光热发电规模化发展的若干措施》（以下简称《措施》），全力打造“中国光热之都”，以务实举措推动光热发电产业由示范引领迈向高质量、规模化发展新阶段。
“出台光热专项政策，既是贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称“1645号文”）的具体行动，也是立足青海能源转型实际、破解光热产业发展瓶颈的迫切需要。”青海省能源局副局长伟生在接受中能传媒记者专访时表示，青海作为光热产业先行区，有责任、有条件探索可复制、可推广的发展路径，助力全国光热产业提速升级，同时也为青海打造国家清洁能源产业高地、实现“双碳”目标注入新动能。
资源禀赋筑基 产业优势领跑
打造“中国光热之都”，青海的底气从何而来？答案蕴藏在其得天独厚的资源禀赋之中，也源于多年来深耕不辍所积累的产业先发优势。
从资源禀赋来看，青海具备发展光热发电的“先天优势”。伟生介绍，全省年日照时长超3000小时，太阳能总辐射量稳居全国第一梯队，光热技术可开发量约10亿千瓦。省内有近10万平方公里“沙戈荒”土地，连片平坦、不占耕地、不扰生态，十分适合大型光热电站集中连片开发”。作为国家定位的清洁能源产业高地，青海省电网网架持续完善，跨省跨区输电通道加快推进，为光热发电的规模化开发与高效消纳提供了有力的区位支撑。同时，青海省风光资源禀赋优越，而光热发电配套建设的长时熔盐储热系统具备稳定出力与灵活调节能力，可有效平抑风电、光伏出力波动，有望成为区域新型电力系统的核心调节电源。
资源禀赋奠定了发展基础，而扎实的产业实践则将优势转化为现实。
截至2025年底，青海已建成光热发电装机71万千瓦，在建规模135万千瓦，在建及在运装机总量稳居全国首位。从首批示范项目的探索，到规模化产业培育，青海已积累了近10年的工程建设与运维经验。
“目前光热发电项目主要布局于海西、海南两大清洁能源集聚区，已投运机组运行平稳，调峰深度达85%，部分电站连续稳定运行时长突破230天，未出现大规模出力波动现象。”伟生说。
基于资源禀赋与产业基础，《措施》的出台被寄予了更深层次的期待。水电水利规划设计总院副院长张益国在接受采访时表示：“《措施》聚焦省内独立光热发电建设，是青海全面贯彻落实1645号文的充分体现。”他认为，这将有利于促进光热发电的技术进步与降本，提升沙戈荒大型风电光伏基地配套光热发电的电源比例，为全国光热发电的规模化、高质量发展提供可借鉴的实践样本。
健全市场机制 释放光热多重价值
光热发电的核心价值在于“稳定供电+灵活调峰”，要提升经济性，就必须让这份价值在电力市场中得到足额兑现。张益国认为，《措施》的一大亮点便在于青海在光热参与电力市场的机制设计上构建了全国范围内较为完整的收益模式与价格形成机制，迈出了从定性到定量的关键一步。
“围绕这一目标，青海持续完善市场规则，鼓励项目积极参与现货、中长期、辅助服务等各类市场交易，实现‘电量收益+容量收益+辅助服务收益’多元增收；同时，优化容量补偿机制，充分体现调节价值，让光热作为基础性、调峰性电源的价值得到认可。”伟生表示。
在机制电价方面，青海明确了竞价价格与竞价电量的双重设计。价格层面，《措施》提出“竞价下限从0.55元/千瓦时逐年适度退坡，到2030年与煤电基本相当”。张益国认为，这一安排清晰地传递了依靠技术进步和规模发展降本的信号。电量层面，竞价电量将综合考虑用户承受能力等因素动态确定。这意味着光热电站的电量电费收益将由其在电力市场中的博弈能力决定，充分体现市场化改革导向。
“光热发电凭借其储热能力和快速调节特性，可作为一个巨大的‘能量时移器’和‘电网稳压器’平滑电源基地出力曲线，使输电通道送出的电力更绿色、稳定、优质，大幅提升其利用率。”张益国同时指出，与电化学储能（约2～4小时）相比，光热发电配备的长时储热系统（约6～14小时）在深度调峰和长时备用方面具有不可替代的优势。其采用同步发电机并网，能提供电化学储能无法提供的转动惯量，是大电网调峰调频的宝贵资源。
容量补偿方面，青海发布的《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》提出，2026年对包括光热在内的调节性电源，统一容量补偿标准为165元/千瓦·年。张益国表示，这一机制的关键在于对“有效容量”的科学评估。
“在电力系统实际运行中，光热发电的‘调峰价值’和‘容量价值’不能简单地以铭牌装机容量衡量，而必须通过一套科学的‘打折’方法来评估其在最需要时刻的可靠出力。”张益国认为，青海的容量电价机制通过量化公式，将光热的容量价值从抽象的概念转化为具体、可量化的“有效容量”指标，并以此为基础获得补偿。
随着新能源占比持续提升，电网对长时调节能力和惯量支撑的需求将增长，光热发电的支撑调节价值将在辅助服务市场进一步体现。“青海将持续推动光热项目积极参与调频、备用等辅助服务，为电网安全运行保驾护航的同时，也为项目开辟额外收益渠道，形成‘电网受益、企业盈利、产业发展’的良性循环。”伟生说。
技术创新降本增效 产业规模发展可期
《措施》的出台，同样也是一次引导技术向更高效、更低能耗、更低厂用电率方向发展的有益尝试。结合青海的资源禀赋和光热发电特性，《措施》特别提出“探索自建厂用电源”这一模式创新。
“通过在光热场区或周边区域建设离网光伏电站及储能设施，可在下压运营成本的同时降低在线厂用电率，提升光热发电的顶峰调节能力。”张益国表示，未来，还可进一步探索光伏与熔盐耦合，提升光热电站的整体顶峰能力，逐步形成光热、光伏深度耦合一体化发电的太阳能调节电站技术模式。
记者了解到，目前国内存在塔式、槽式等多种光热发电技术路线。青海在多年的项目开发中，对不同技术路线进行了积极深入探索，积累了宝贵实践经验。
在塔式技术方面，格尔木350兆瓦塔式光热发电项目作为全球单机规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大的塔式项目，配置14小时熔盐储热系统，采用完全自主研发的塔式熔盐储能核心技术；在槽式技术领域，今年年初，中国广核新能源控股有限公司（以下简称“中广核新能源”）在德令哈成功研制出具备自主知识产权的8.6米大开口熔盐槽式集热器及配套装备和技术，并在标准化中试平台上进行了验证。
中广核新能源党委委员、副总经理丁业良向记者介绍，相比于传统的导热油槽式技术，该项目的储能温度、储热温差等核心参数均得到大幅提升，储热熔盐用量减少约60%，汽机效率从约40%提升至45%，实现了熔盐大开口槽式技术的关键突破，为青海发展光热产业积累了经验。
在已有积累基础上，《措施》明确了技术升级方向，提出“原则上光热电站单体规模不低于30万千瓦，在30万千瓦等级电站建设运行水平相对成熟并形成一定规模后，逐步向60万千瓦等级示范应用推广”的目标。
“《措施》的出台精准契合产业升级方向，目前35万千瓦等级光热项目已启动示范建设，全省光热资源开发、产业布局及技术创新的集聚效应正加速显现。”丁业良表示，围绕60万千瓦等级光热项目，中广核已策划前瞻性研发，重点攻关多领域技术瓶颈。未来将以《措施》为指引，扎根青海、深耕光热，助推产业从“示范引领”迈向“规模化发展”。
模式探索与技术创新的目标，在于推动光热发电度电成本下降，并提升其在电力系统中的调节能力。张益国介绍，光热发电通过多年发展，其度电成本已从首批示范项目的1.15元/千瓦时左右，降至0.55元/千瓦时左右。随着技术攻关与模式创新的深入推进，光热发电有望进一步缩小与火电的成本差距，为其在电力市场中实现“2030年竞价下限与煤电基本相当”的条件奠定坚实基础。
立足“十五五”开局之年关键节点，青海光热产业确立了清晰目标：力争到2030年，全省光热发电在建在运总规模达到800万千瓦、在运装机突破500万千瓦，规模占全国三分之一左右。
伟生表示，下一步将紧盯项目落地推进，全程做好用地、电网接入等要素保障；聚焦降本增效，推动技术优化升级，提升项目运营效益；持续推进大容量独立光热开发，充分发挥调峰保供作用，拓展实际应用场景；依托现有项目积累的实践经验，积极培育光热上下游产业链集聚发展。
光热发电产业链条长、覆盖面广，规模化发展将产生显著的经济与社会效益，而青海定下的2030年发展目标，也将为当地带来持续的投资拉动效应。“结合当前产业基数和政策配套，按1万～1.5万元/千瓦测算30万千瓦级大型光热电站的单位投资，若目标实现，青海将在‘十五五’期间形成一个持续稳定、年均百亿级光热发电投资市场。”张益国说。