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　　近年来，随着我国光伏、风电等电源的大规模并网，运行中替代了大量常规电源，其在电力系统中的定位已发生变化，正逐步向主力电源过渡，这对电网安全稳定性的影响日益突出。如何通过可再生能源发电的多元化发展，依靠相对成熟和经济可行的技术手段和方式，与已形成巨大资产的现有电力系统衔接，保障电力系统安全稳定运行，降低系统风险与成本，应成为”十四五“期间以及中长期能源发展战略的关键课题。

　　

　　光热发电技术可与储热协同运行或者采用天然气补燃方式，实现系统发电出力稳定可调，并向电网提供有效的转动惯量，具有较好的电网友好性，而且具有开发规模较集中、系统效率较高等特点。聚光系统也可与传统火电机组联合运行，提供热源，替代部分煤炭的消费量，同时不需要电站机组的灵活性改造。中国火电装机容量已达11.4亿千瓦，具有全球最大的火力发电装备制造能力，形成了覆盖汽轮机、发电机、电站锅炉、电站辅机等产品的完备制造体系。但是，在一片“去煤化”呼声中，以汽轮机制造业为主的相关产业面临巨大冲击，亟待转型发展。由于光热发电在热-电转换环节与常规火电一样，因此，发展光热发电可以充分利用我国成熟的汽轮机产业优势，尽可能地降低“去煤化”对相关产业的冲击。

　　

　　从经济性上来看，由于光热发电市场尚处于起步阶段，度电成本仍远高于已发展近百年的火电，但其降本空间十分巨大。根据国际可再生能源署可再生能源电力成本分析的相关研究，2018年全球新增约50万千瓦光热装机，其全球平均加权平准电价为18.5美分，预计到2022年可下降60%，约为7.4美分，与2010-2018期间46%的成本下降幅度相比，成本下降趋势随着市场规模的扩大和技术的进步将明显加快。

　　

　　相对美国、西班牙等国而言，中国光热发电市场起步较晚，2011年国家能源局启动的内蒙古鄂尔多斯5万千瓦光热发电特许权项目。2016年又选出20个中国首批光热发电示范项目，总装机为135万千瓦，规定于2018年12月31日前建成并网发电的项目按度电1.15元的标杆电价来结算。然而，在项目实施过程中，遇到诸多困难，进展缓慢，许多项目未能按期完成，而建成的项目国家财政补贴也未能及时到位，给中国光热产业的未来发展增添了许多不确定性。

　　

　　“十四五”是中国光热发电产业发展的关键阶段，能源规划如何对其定位、发展规模设置、政策如何支持，将决定着中国光热产业未来将何去何从，也必将对全球光热发电产业产生深远的影响。

　　

　　“十三五”期间启动的首批光热发电示范项目，是进行技术创新、健全产业链并实现国产化的关键一环。既然为示范项目，难免遇到各种问题。技术创新有风险，光热发电也不例外，但是鉴于在欧美其技术已非常成熟，总体技术方向明确，风险完全可控。只是需要一段时间完成国内的消化吸收，并充分发挥我国火电产业链的领先优势，进一步完善光热发电产业链体系，并在此基础上结合应用各种场景进行技术以及系统设计的创新，提出光热发电技术的“中国方案”。

　　

　　要实现这样一个战略步骤，需要政府明确而连续的政策支持，尤其是在光热发电初步启动后的“十四五“期间非常关键。如果缺乏持续的支持，中国光热发电产业链的发展将受到重创甚至消亡。因此，国家应在“十四五”期间继续扶持光热发电产业的发展，并且，应尽快解决首批已上网发电的光热示范项目的补贴资金拖欠问题，为延期的示范项目制定电价。既然定为示范项目，就应该与其它较成熟的可再生能源技术区别对待，在国家补贴资金紧张的情况下，应给予优先支付，以保障达到其示范意义的战略目标。另外，在政策上对后期价格退坡机制，包括税收机制的制定和调整也是必要的。

　　

　　截至2019年11月，全世界已有约700万千瓦光热发电装机。据国际能源署可再生能源市场分析与预测2019-2024报告显示，全球光热发电装机将在在今后五年增长60%，即2024年将达到900万千瓦，市场开发潜力巨大。纵观全球光热发电装备与基础产业链，中国是最具有进一步完善其全产业链能力的国家。这要取决于光热发电能否在中国继续稳步扩大其应用，能否吸引更多的相关企业参与，共同推动产业链的完善、提升与优化。同时，在光热发电系统集成、优化、运维管理以及智能化等创新方面，中国也将扮演着举足轻重的角色。因此，“十四五”能源规划如何继续支持光热发电产业的健康发展也将对全球光热市场产生重要与深远的影响。

　　

　　(王志峰系中国科学院电工研究所研究员、国际能源署太阳能热发电和化学组织副主席;陈勇系国际可再生能源署项目主管;蒋莉萍系国网能源研究院副院长)