“光热发电作为新型电力系统的重要支撑技术，在《中华人民共和国能源法》、电力发展规划等引领性文件中都给予了高度重视。要推动光热发电的发展，首先需转变对其的传统认知，摒弃“光热昂贵”的片面看法。‘十五五’期间，光热发电的发展方向，是能够在新型电力系统中起到部分替代煤电的系统功能。从成本目标来看，经‘十五五’规模化开发后，光热发电的度电成本有望降至0.4~0.45元/千瓦时，这将大大增强其市场竞争力......”
随着2025年起实施的《中华人民共和国能源法》明确 "积极发展光热发电"，以及新能源上网电价市场化改革的深入推进，这项兼具发电与储能双重功能的新能源技术，正迎来关键发展期。8月13日上午，在太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会主办，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司、浙江可胜技术股份有限公司联合主办的2025中国太阳能热发电大会上，来自政策研究、发展规划、科学研究、能源管理、电力运营等多个行业的8位权威专家围绕《新能源上网电价市场化改革背景下，“十五五”期间光热发电发展路径》主题进行了对话探讨。
对话由全国工程设计大师、 电力规划设计总院高级顾问孙锐主持，国家发展改革委能源研究所能源系统分析研究中心主任冯升波博士、电力规划设计总院光热发电规模化发展战略研究课题负责人刘冰博士、国家能源局科技与装备司原副司长刘亚芳博士、国家电网山西省电力公司教授级高工赵俊屹、国家能源局法制和体制改革司原副司长梁志鹏博士、水电水利规划设计总院首席技术专家谢宏文、西安交通大学教授/中国可再生能源学会太阳能热发电专委会副主任委员魏进家博士（依据现场发言顺序）针对光热发电在当下电力市场环境中的生存空间、价值回报、规模化发展战略以及政策支持需求等关键议题，进行了深入探讨与分析。
光热发电在电力市场中的生存空间与价值回报
针对主持人提出的“目前我国电力市场还处于逐步完善过程中。光热发电在电力市场中是否具有生存空间，光热发电具有的灵活调节功能价值，能否在电力市场中得到回报？”等问题，冯升波博士指出，当前电力市场正逐步完善，为光热发电提供了一定生存空间，但同时也面临着来自新能源的激烈竞争。光热发电虽具备灵活调节能力，可在调峰、调频等方面发挥重要作用，然而在现货市场中，这一优势尚未得到充分体现。但、目前光热发电成本相对较高，尤其与光伏相比缺乏价格优势，这是其在市场竞争中面临的一大困境，急需政策的过渡性支持，以帮助其在市场中站稳脚跟。
他建议，现阶段，光热发电需借助容量补偿机制或辅助服务市场，来获取合理的价值回报。光热发电可参考煤电容量补偿机制，建立长期、中期、短期相结合的交易模式，明确市场规则（如容量电价、分时电价），推动光热获得公平的市场地位。
光热发电规模化发展战略探索
作为电规总院光热发电规模化发展战略研究课题负责人，刘冰博士分享了课题组在光热发电规模化发展战略研究中提出的一系列具有建设性的结论。“十五五”期间，光热发电的发展方向，是能够在新型电力系统中起到部分替代煤电的系统功能。光热规模化开发模式可以主要考虑以下三类：
第一类是在具备条件的大型沙戈荒基地中替代1~2台煤电机组，实现基地整体绿电输送占比的显著提升；
第二类是在部分省份作为晚高峰的调节支撑电源，以在青海省进行的规模化开发实践为例，若以每年100万千瓦规模推进，对青海全社会用电成本的影响在0.003 元/千瓦时以内；
第三类是以光热发电为基础支撑电源的独立供能体系，通过绿电直连方式可实现负荷侧90%以上绿色电量的稳定供应，同时绿电可追溯性强，系统具备离网供电能力，综合供电价格有望在0.3元/千瓦时左右。
从成本目标来看，经“十五五”规模化开发后，光热发电的度电成本有望降至0.4~0.45元/千瓦时，这将大大增强其市场竞争力。
政策支持需求迫切
刘亚芳博士强调，要推动光热发电的发展，首先需转变对其的传统认知，摒弃 “光热昂贵”的片面看法，充分认可其在长时储能以及支撑电力系统灵活性调节和安全稳定运行方面的重要价值，比如其可以像抽蓄、煤电进行调峰等。
在政策方向上，经济激励至关重要。光热发电应争取与煤电、抽水蓄能同等的容量电价或补贴，同时利用超长期国债、税收优惠等手段，降低项目初期成本。在市场机制方面，在电力市场环境下，需优化调度逻辑，发挥光热发电在负荷高峰时段支撑作用，从而获取更高收益，并积极参与辅助服务市场，如调频、备用等。此外，拓展应用场景也是关键，推动风光热储一体化，实现直接供热或发电，减少能量转换损耗。
系统调节对光热机组的性能要求
站在电力系统调节的角度，赵俊屹教授级高工指出，在系统功率调节层面，电源灵活性至关重要，需具备深度调峰和快速响应能力，以满足西北电网 “大电源、弱调节” 的功率及潮流稳定性需求。
光热发电清洁低碳可再生的、电力系统最具调节性和稳定性高品质电力支撑的，可灵活配置实现多能互容的发电技术；但由于弱资源收集、工艺链长、光热电多级转换、热力循环效率等天生属性，目前属于高价值高价格电力电源。
随着新型电力系统构建发展，光热发电不但是新型电力系统中稀缺的调节资源，更是大系统尤其是西北区域电力系统的稳定性和支撑性资源，全能全品质的优良素质，奠定了其“系统卫士”的功能地位。光热人，尽早走进市场化规模化，尽早体现自身价值。
避免单一技术路线竞争，推动“协作型”能源系统建设
长期在国家发展改革委、国家能源局工作的梁志鹏同志，一直从事可再生能源发展规划编制、政策研究制定和行业管理，曾经担任新能源司和法改司副司长。组织推动光伏领跑基地、光伏扶贫和光热发电示范项目建设，参与研究制定能源绿色低碳转型相关政策，组织编写我国能源发展和政策的白皮书，推动能源法、可再生能源法、电力法和生态环境法典等能源法律法规的制修订工作。
在对话中，梁志鹏同志指出，在“双碳”目标引领下，国家提高新能源消纳权重的政策导向，将倒逼地方接纳光热等调节性电源，特别是在西北等新能源基地，光热发电有望替代部分煤电。在消纳作用方面，光热储能可与风光协同互补，有效提升电网消纳能力，减少弃风弃光现象。作为低碳灵活性资源，光热发电还可缓解高比例新能源系统的调峰压力。但实现这些的关键在于持续降本增效，避免陷入单一技术路线竞争，推动构建 “协作型” 能源系统。
参与市场竞争的政策机制建议
谢宏文教授级高工指出，光热发电参与电力辅助服务交易的形式多样，涵盖从基本调峰到复杂的自动发电控制（AGC）等多个层面；在电力系统可作为西北调节电源的补充替代，按照“同网、同质、同价”原则，光热发电应该参照煤电参与容量交易。具体到衔接136号文的机制，在电价机制上，应建立“容量+电量”两部制电价，参考煤电容量补偿标准，给予光热发电合理的价格定位；在市场规则方面，需明确光热在现货、辅助服务市场的准入条件，避免其与低价光伏直接竞争。同时，通过“光热+”多能互补项目，如供热、制氢等，拓展光热发电的收益渠道。
技术创新的突破方向
针对光热发电技术创新，魏进家教授指出，光热发电技术创新有多个核心突破点。在效率提升上，需优化聚光集热系统，例如提高聚光比、提升熔盐储热温度，降低光热转换损耗。材料革新也迫在眉睫，研发耐高温、低成本的吸热和储热材料，如陶瓷、新型熔盐和钙基热化学储能材料等，有助于延长设备寿命。在系统集成方面，推动风光热储一体化设计，既能减少土地和输电成本，还可探索小型模块化光热系统。此外，解决聚光系统过热、熔盐腐蚀等技术风险，保障光热发电系统长期安全稳定运行也是重点攻关方向。
孙锐大师在总结发言中表示，我国光热发电自第一批示范项目开始，单机容量从50~100MW发展到现在的300~350MW，上网电价从1.15元/kWh下降到0.55元，取得了令世界瞩目的成绩。在近10年的时间，经历了最初的电价补贴阶段、多能互补一体化项目阶段、现在开始全面进入市场发展阶段。在电力市场中，光热发电具有的灵活调节功能价值能否得到体现，是需要在运行实践中进行摸索探究的。光热发电作为新型电力系统的重要支撑技术，在《中华人民共和国能源法》、电力发展规划等引领性文件中都给予了高度重视。我们期望具备建设光热发电资源条件的省份，也会制定有利于光热发电发展的电力市场运行细则，让光热发电在我国的能源转型中尽快发挥更大的作用。同时，也需要我们从事光热发电的各单位和全体同仁们加倍努力，进一步降低光热发电成本、提高发电效率，增强市场竞争能力。
专家们在对话中一致认为，光热发电要实现规模化发展，政策机制、规模效应与技术创新的协同推进是破题关键。政策层面要完善容量电价等机制设计，技术层面聚焦效率提升与成本降低等核心突破，系统层面强化多能互补与调度优化等协同运作，光热发电才能在 “十五五” 期间，在新能源上网电价市场化改革的浪潮中，走出一条可持续的发展之路，为我国能源结构优化和电力系统稳定运行贡献重要力量。