微动态丨观点争鸣｜光热发电在风光新能源大基地中替代火电发挥在线支撑作用

随着我国第二批沙戈荒风光大基地建设全面提速，高比例新能源大规模并网带来的电网转动惯量不足、电压频率波动、系统调节能力匮乏等问题持续凸显，成为制约新能源基地高质量运行的核心瓶颈。光热发电作为可替代火电的绿色调节性电源，具备独特的电网支撑价值，但受限于初始投资成本偏高、价值定价机制不完善等因素，产业规模化发展受阻。如何打通价格与价值匹配通道、激活光热发电的不可替代属性，成为行业发展关键命题。近日，太阳能光热联盟秘书处针对上述行业痛点，采访了业内核心企业与技术专家，深度探析光热发电产业破局路径。

1定位重塑，从“满发电源”到“系统支撑核心”

(资料图片仅供参考)

区别于光伏、风电等常规新能源，光热发电采用与火电机组同源的汽轮发电设备，可稳定提供长周期调峰、电网转动惯量等核心支撑服务，具备长时间在线运行的先天优势。在新型电力系统建设及沙戈荒风光大基地建设背景下，光热发电的功能定位已发生根本性转变。

业内资深专家表示，当前风光大基地建设中，光热发电已不再以满负荷发电、追求电量增量为核心目标，而是通过低功率、长时在线的运行模式，承担电网调电压、调无功、惯量支撑等关键功能，成为新能源基地的“稳定器、调节器、缓冲器”。该专家深度参与了我国首个太阳能热发电项目——大唐鄂尔多斯50MW槽式太阳能热发电特许权示范项目前期研发工作，对行业发展有着深刻认知。

依托多能互补适配性与长周期灵活调节能力，光热发电可有效替代一定比例传统火电，精准弥补火电装机占比持续下降带来的电网系统支撑缺口，是推动新能源基地从“规模扩张式发展”向“高质量精细化运行”转型的核心保障。

2风光消纳与外送的“增值搭档”，多重价值应该“被看见”

龙腾光热作为乌拉特100MW槽式国家光热示范电站的投资建设主体，其负责人表示，与火电同源的汽轮发电机组结构，是光热发电能够替代传统火电、提供持续电网支撑的核心技术机理。唯有保障长时间在线稳定运行，才能充分释放其调峰、调频、调压、转动惯量支撑等多元系统价值，助力风光电量高效消纳与外送。其核心性能优势远超传统火电，具体体现如下：

一是长时储能，跨期调峰能力突出。光热发电属于有源储能电源，配备8—12小时长效储热系统，可实现跨时段能量调度，有效消纳正午光伏大发时段的富余电量，平移至早晚用电高峰时段出力，大幅平抑新能源出力波动，提升风光大基地整体运行可控性与稳定性。

二是调节区间广，运行灵活性更强。光热发电机组最小技术出力仅为额定容量的5%，可在额定容量10%的低负荷状态下长期连续稳定运行，远优于传统火电灵活性改造后25%的最小技术出力标准，电网调节适配性大幅领先。

三是启停灵活，离并网适配度高。相较于火电机组，光热机组启停速度高效可控，温态启动时长约1小时，热态启动时长仅20分钟，可根据电网调度需求快速并网、离线，应急响应能力极强。

四是爬坡迅速，功率调节效率高。传统火电机组爬坡速率约为额定装机容量的2.5%/分钟，而光热机组最大爬坡速率可达额定容量的10%/分钟，功率调节能力为火电的4倍，单台光热机组可等效替代4台同等容量火电机组的辅助服务能力。

五是生命周期长，时序适配性佳。光热电站建设周期约2年，整体使用寿命不低于25年，可长期匹配新能源大基地持续运营、电网常态化调节的核心需求。

业内人士总结，在沙戈荒风光大基地场景中，光热发电通过低负荷长效在线运行模式，可全面替代传统调相机与火电的电网支撑功能，实现24小时不间断系统稳压、调频、惯量支撑，完美适配高比例新能源电网的长期运行要求。

3痛点，价格与价值错配制约产业规模化发展

尽管光热发电技术优势突出、系统价值显著，但当前产业面临价格与价值严重错配的核心矛盾，规模化推广进程受阻。据太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会联合发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2025》数据显示，从2016年国家启动首批光热发电示范项目，至2024年青海单机350MW独立光热项目落地，国内光热电站上网电价已累计下降52%。但由于产业规模化发展周期短、落地项目数量有限，单位千瓦投资、度电成本仍处于较高水平，尚未具备平价上网能力。

值得关注的是，2021年以来国内新建光热项目已全面执行平价上网政策，项目投资收益空间被大幅压缩，经济性短板持续凸显。当前电力市场机制尚未匹配光热发电的功能属性，其作为“绿色低碳调节性电源”的多元系统价值，缺乏明确的定价标准与专项补偿机制。

从技术迭代层面来看，我国光热发电产业已实现技术自主可控，塔式、槽式等主流技术全面突破，核心设备国产化率接近100%，单位千瓦投资成本从十年前的3万元降至1.5万元，降本成效显著。但相较于光伏等新能源品类，光热发电初始投资门槛、度电成本仍存在明显差距，规模化推广速度相对滞后。

当前机制短板集中体现为系统价值定价缺失。光热发电提供的调频、调压、惯量支撑、在线备用等核心电网服务，尚未纳入现有电价定价体系；产业收益模式单一，过度依赖基础电量收益，容量电价补偿、辅助服务收益等多元化盈利渠道尚未健全，无法匹配其综合系统价值。

以内蒙古乌拉特100MW光热示范电站为例，该电站2023年有效发电时长达3300小时，已具备替代火电开展常态化电网支撑的成熟能力。数据测算显示，当项目单位千瓦投资降至1.4万元、年发电时长稳定在3300小时时，度电成本可降至0.5元/kWh，具备独立经济运行条件。

反之，若为压缩初始投资，盲目缩减镜场面积、降低储能配置，即便单位千瓦投资同样降至1.4万元，电站年发电时长仅1700小时，度电成本将攀升至0.9元/kWh，需配套1:3比例的风电项目才能实现收支平衡。由此可见，坚守长时间在线运行的技术迭代路径，是光热发电实现火电替代、保障产业可持续发展的核心前提。

来源：内蒙古恒瑞新能源有限责任公司《提高光热应用水平创造发展前景》的报告

4破局路径，构建“电量+容量+辅助服务”多元价值体系

想要充分释放光热发电的产业价值、破解规模化发展困境，助力第二批沙戈荒风光大基地高质量建设，核心是建立匹配其综合系统价值的定价机制与发展体系，具体可从四大维度发力：

第一，明确核心功能定位，优化项目设计逻辑。固化光热发电“电网核心支撑型调峰电源”的定位，在项目设计阶段优先保障长时在线运行能力，最大化发挥其火电替代功能，夯实新型电力系统稳定运行基础。

第二，完善市场化收益机制，拓宽盈利渠道。参照传统火电市场参与规则，推动光热发电全面参与电力现货交易，适度降低中长期电量签约比例，豁免非必要市场调节费用，积极争取容量电价专项补偿，构建多元化收益体系。

第三，深化技术迭代创新，持续降本增效。依托核心技术研发突破、产业链规模化应用，持续压降单位投资成本，提升电站年利用小时数与运行效率，逐步缩小与平价上网的成本差距。

第四，强化刚性配置要求，锁定应用场景。在风光大基地规划建设中，明确光热发电最低配比标准，推广“风光热储”一体化开发模式，为光热发电系统价值落地提供稳定场景支撑。

在第二批风光大基地建设格局下，光热发电的电网系统支撑价值远高于单纯发电价值。作为新型电力系统的“绿色压舱石”，光热发电凭借长时在线、灵活调节、惯量支撑等核心能力，有效弥补高比例新能源并网的系统短板，是保障电网安全稳定运行、推动新能源产业高质量发展的关键支撑。

未来，唯有建立精准匹配其多元价值、覆盖电量、容量、辅助服务的市场化价格机制，才能彻底激活光热发电产业活力，充分释放其不可替代的系统效能，为我国沙戈荒清洁能源基地建设、“双碳”目标稳步落地提供坚实保障。

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