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甘肅是我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的先行者與領(lǐng)航者，自國家首批光熱示范項目建設(shè)以來，一直走在全國前列，是我國光熱規(guī)模化開發(fā)的戰(zhàn)略高地。

一、甘肅光熱項目分析

據(jù)CSPPLAZA統(tǒng)計，截至2026年4月底，甘肅已投運商業(yè)化光熱電站總裝機560MW；在建/擬建光熱項目總裝機450MW。（注：僅統(tǒng)計40MW以上商業(yè)化光熱電站裝機，未統(tǒng)計玉門鑫能50MW項目）

從技術(shù)路線看，塔式、槽式、菲涅爾式三大主流技術(shù)路線在甘肅均有落地。

從地域分布看，甘肅光熱產(chǎn)業(yè)布局高度集中，集聚于酒泉市下轄的玉門、金塔、阿克塞、敦煌、瓜州五地。

這些區(qū)域太陽能直接輻照強度高、年平均日照時長3000小時以上；坐擁連片平坦戈壁荒漠，用地成本低、建設(shè)條件好，是甘肅境內(nèi)最適宜規(guī)?；l(fā)展光熱發(fā)電的區(qū)域。

二、甘肅光熱相關(guān)政策解讀

自《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）發(fā)布后，甘肅省從宏觀政策引領(lǐng)、電價保障機制、競價準入標準到現(xiàn)貨交易規(guī)則，形成了一套較為清晰的光熱市場化制度體系。

（一）宏觀政策引領(lǐng)

甘肅規(guī)劃到2030年，新能源裝機達到1.6億千瓦以上，2026年新能源裝機規(guī)模達到1億千瓦。截至2025年12月底，甘肅新能源裝機總量達到8041.56萬千瓦。

2026年3月，《甘肅省“新能源+”行動實施方案》明確提出積極推進光熱發(fā)電項目建設(shè)，鼓勵配置或預留電加熱系統(tǒng)，鼓勵光熱與風電、光伏、儲能一體化規(guī)劃、建設(shè)與調(diào)度運行，支持在新能源外送基地配套布局光熱項目。

緊隨其后發(fā)布的甘肅省“十五五”規(guī)劃綱要，進一步提出有序?qū)嵤┐笕萘抗鉄?、外送通道配套光熱、“光?風光”一體化等項目，不斷拓展光熱發(fā)電開發(fā)利用新場景，擴大光熱裝備制造生產(chǎn)規(guī)模，構(gòu)建光伏光熱制造全產(chǎn)業(yè)鏈。

省級政策引領(lǐng)下，酒泉、張掖兩地相繼出臺支持政策：

酒泉“十五五”規(guī)劃建議提出，做大光熱裝備產(chǎn)業(yè)鏈，擴大反射鏡、定日鏡、高溫熔鹽真空集熱管等特色裝備產(chǎn)能，建設(shè)國內(nèi)最大的光熱核心裝備供應基地；

《張掖市“新能源+”產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》提出積極探索“光熱+光伏+儲能”等多能互補聯(lián)合運行模式、推動光熱等項目產(chǎn)生的減排量進入市場交易等措施。

省級與地方政府合力，將光熱發(fā)電納入甘肅新能源融合發(fā)展的核心體系，為“十五五”時期光熱產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展劃定了清晰方向。

（二）機制電價保障

2025年9月發(fā)布的《甘肅省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》（516號文）構(gòu)建了存量與增量光熱項目差異化的收益保障體系。

存量光熱項目：

2025年6月1日前全容量并網(wǎng)的光熱發(fā)電項目（不含“沙戈荒”基地項目），上網(wǎng)電量全額納入機制電量范圍，自2026年1月1日起統(tǒng)一入市交易。

項目以0.3078元/kWh為基準電價執(zhí)行差價結(jié)算，執(zhí)行期限按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者確定。

增量光熱項目：

2025年6月1日后投產(chǎn)，且未納入過機制電量范圍的項目，需與風電、光伏同場同權(quán)參與分批次競量競價。

2025年，甘肅已完成兩批次全省統(tǒng)一競價，兩次競價的機制電量規(guī)模分別為8.3億千瓦時和15.2億千瓦時，出清電價均為0.1954元/kWh，機制電量收益鎖定12年。

增量項目機制電量計算規(guī)則：

所有納入機制電量范圍的光熱項目，統(tǒng)一實行“低價補差、高價返還”的差價結(jié)算機制，即

差價結(jié)算費用=機制電量×（機制電價-新能源市場交易均價）

其中，為避免單個項目全電量入圍機制電量后非理性報價干擾市場，增量項目申報機制電量規(guī)模限制了上限：

項目申報機制電量規(guī)模上限=項目裝機容量×上一年度同類型電源（風電/光伏）平均發(fā)電利用小時數(shù)×（1-年自發(fā)自用電量占發(fā)電量比例下限）×（1-平均廠用電率）×80%

自發(fā)自用電量比例按照省級能源主管部門規(guī)定執(zhí)行，未做出規(guī)定時該數(shù)值取零；光熱的平均發(fā)電利用小時數(shù)按項目設(shè)計年利用小時數(shù)核算。

（三）競價準入統(tǒng)一

作為516號文的重要補充，2026年4月，國網(wǎng)甘肅省電力公司發(fā)布《關(guān)于進一步明確增量新能源項目競量競價申報資格的通知》，統(tǒng)一了全省競價申報與并網(wǎng)執(zhí)行口徑，解決了此前標準不一、規(guī)則模糊的問題。

1、明確光熱與風光同場同權(quán)：光熱與集中式光伏、風電執(zhí)行同等申報條件、同等并網(wǎng)要求、同等管理標準；

2、統(tǒng)一并網(wǎng)認定標準：光熱項目以電力業(yè)務(wù)許可證載明的并網(wǎng)時間作為全容量并網(wǎng)與投產(chǎn)時間的唯一依據(jù)，分多次辦理電力業(yè)務(wù)許可證的，以最晚許可證上的時間為準；

3、強化約束機制：已競得機制電量的項目，若實際投產(chǎn)時間晚于申報時間6個月及以上，其機制電量與電價將直接作廢，且不得再參與后續(xù)批次的機制電量競價。

（四）現(xiàn)貨市場規(guī)則落地

2026年3月，甘肅省工信廳等四部門聯(lián)合發(fā)布《甘肅電力現(xiàn)貨市場規(guī)則（V3.2）》，自4月1日起正式執(zhí)行，系統(tǒng)性明確光熱發(fā)電市場定位、參與方式與運行要求。

規(guī)則將光熱電站分為兩類，執(zhí)行差異化的現(xiàn)貨參與方式：

全額納入機制電量的光熱電站：2025年6月1日前投產(chǎn)的不含沙戈荒存量光熱項目，以報量不報價方式參與，結(jié)算時按機制電價執(zhí)行差價補償；

普通光熱電站：以報量報價方式自主申報量價曲線，與煤電、風光同臺競價出清。

上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場。當現(xiàn)貨均價低于機制電價時，電網(wǎng)補足差價；當現(xiàn)貨均價高于機制電價時，企業(yè)退還超額收益。

以100MW全額納入機制電量的項目為例：

若某日現(xiàn)貨均價為0.18元/kWh，發(fā)電220萬kWh，那么現(xiàn)貨收入=220萬kWh×0.18元/kWh=39.6萬元；

機制電價為0.3078元/kWh，因現(xiàn)貨價低于機制電價，電網(wǎng)需補足差額=（0.3078-0.18）×220萬kWh≈28.12萬元；

則該項目當日實際收入為67.72萬元。

光熱電站在現(xiàn)貨市場中具備獨特優(yōu)勢。憑借6—15小時熔鹽儲熱系統(tǒng)，光熱電站可在現(xiàn)貨低價時段儲熱，在高價時段發(fā)電，穩(wěn)定實現(xiàn)收益。

結(jié)語

總體而言，甘肅在光熱市場化交易規(guī)則體系建設(shè)上走在了全國前列，但與青海相比，甘肅存在明顯短板：

青海已率先印發(fā)《關(guān)于促進光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展的若干措施》，并配套出臺十項具體措施，這是首個省級層面的光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展完整落地細則，而甘肅未出臺該專項政策。

電價方面，青海針對光熱產(chǎn)業(yè)出臺專屬電價扶持政策，明確納入省級示范計劃的光熱項目執(zhí)行保障性固定電價，增量項目競價下限0.55元/kWh，逐年適度退坡，為項目鎖定了穩(wěn)定的收益底線；

而甘肅現(xiàn)行政策中，僅2025年6月1日前投產(chǎn)的存量光熱項目（不含沙戈荒基地配套項目）可執(zhí)行0.3078元/kWh的燃煤基準價保底機制，增量項目未設(shè)置光熱專屬電價，需與風電、光伏等同臺參與市場競價。光熱電站初始投資較高，在無專屬價格保護的市場化競爭中成本劣勢凸顯，影響了市場主體的投資積極性。

容量補償方面，《青海省發(fā)電側(cè)可靠容量補償機制（征求意見稿）》已明確將光熱列入，而甘肅發(fā)布的《關(guān)于建立發(fā)電側(cè)可靠容量補償機制的通知（試行）》未明確將光熱納入補償范圍，使得項目收益結(jié)構(gòu)缺少重要一環(huán)，其作為新型電力系統(tǒng)“穩(wěn)定器”的調(diào)峰、保供、支撐價值未能得到充分體現(xiàn)。

要激發(fā)光熱發(fā)電項目的投資積極性，推動甘肅光熱發(fā)電市場發(fā)展，甘肅在政策機制建設(shè)上仍需進一步研究細化。