在2月26日举办的2025光伏发电项目技术经济性论坛上，中南勘测设计研究院资源所副主任工程师阳萍华表示，随着光热发电成本下降与政策精准支持，西北地区“光伏+光热”联营模式的经济性显著提升，青海示范项目单位造价较首批下降约20%，成为平衡新能源波动与电力系统安全的关键解决方案。
政策支撑：光热固定电价锁定收益
阳萍华指出，国家层面首次在《中华人民共和国能源法》中明确“积极发展光热发电”，地方政策同步发力。以青海为例，2024-2028年省级光热示范项目执行0.55元/千瓦时固定电价，且不参与市场化交易，同时要求光热与新能源配比最高6:1、储能时长≥6小时/天。相比之下，新疆2025年市场化光伏电价已降至0.1648元/千瓦时，但光热电价政策尚未明确，凸显区域政策差异。
经济性验证：联营模式降本路径清晰
以新疆哈密某100MW光热+800MW光伏项目为例，光热单位造价较首批示范项目下降约20%，其中聚光集热系统成本占比从50%降至44%，储换热系统通过熔盐优化降本18%。项目采用1:8的光热与光伏配比，利用8小时储热系统在峰时电价区间集中出力，综合度电成本较单一光伏项目下降12%-15%。阳萍华强调，该模式在青海等峰谷价差显著区域更具竞争力。
挑战与建议：政策适配性待优化
尽管青海模式展现可行性，阳萍华提醒行业关注三大瓶颈：一是新疆等省光热政策未明确，影响投资决策;二是光热项目初始投资门槛高(50MW级投资超15亿元)，限制市场主体参与;三是风光光热联合调度需提升预测精度与响应速度。对此，她建议完善“固定电价+市场化收益分成”混合机制，并通过动态调整强制配储比例加速技术迭代。
分析认为，随着光热发电技术规范国标落地及成本持续下降，“光伏+光热”联营模式或将成为西北地区新型电力系统构建的核心选项，推动新能源从“规模扩张”向“可靠消纳”转型。
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