随着我国风电和光伏发电的装机比重不断提高，电力系统对储能和调峰的需求愈加迫切。2021年2月25日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，随后国家能源局发布的《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》明确，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、储热型光热电站、储能设施的调节能力，汇集新能源电力，积极推动“风光储”一体化。

在上述政策出台后，具有光热发电资源的省份将光热发电与光伏或风电打捆，采用多能互补一体化项目建设模式，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损。在缺乏光热发电上网电价传导机制的情况下，这样的开发模式对缓解光热发电产业链生存危机产生了积极作用。目前采用多能互补一体化建设模式，已开工建设或已列入地方开工计划的光热发电项目超过30个，总装机容量超过3吉瓦。

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确，“因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行”。

（三）目前光热发电项目开发模式存在的问题

目前国内开展的新能源基地建设模式，基本上沿用了多能互补一体化项目的模式，将新能源基地分解为若干个多能互补一体化建设项目。一体化项目中的光伏、风电与储能和光热发电的容量配比，根据目前上网电价、按照满足投资方的最低收益要求确定，因此，并没有以输出电力的优良品质为目标开展深入系统研究，致使新能源基地输出的电力品质无法得到保证。

在多能互补一体化项目中，光热发电按照当地燃煤发电的基准电价上网是亏损的，投资方为了达到合理的投资收益，只能大幅削减光热发电投资，聚光集热系统的容量大幅度缩减，导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣，丧失了长时储能的技术优势（很多光热发电机组的年利用小时数仅为1300小时，扣除检修25天后的全年日平均利用小时数仅3.8小时）。

此外，在新能源基地的运行调度方面，对于光热发电这样的灵活调节电源，由系统调度直接调用，才能更好地发挥起调节作用，保障新能源基地整体外送电力的质量。

二、国际上光热发电项目开发模式

在国际市场中，经济发达的国家对于电源项目的开发通常采用公开招标的方式。首先由相关管理单位或电网公司委托咨询机构编制招标文件，提出明确的技术要求和评标准则。电源开发商则根据招标文件的要求进行投标，在满足技术要求的前提下，上网电价最低的项目中标，并与电网公司或相关管理单位签订长期购电协议（PPA）。为了使上网电价充分体现电力市场的供求关系，通常会根据项目所在电力系统的负荷特性，将峰谷分时销售电价的模式传导至上网端，即每天24小时划分为不同的时段执行不同的上网电价系数，不同季节，可以有不同的时段划分。这样的上网电价系数和对应的时段要放入招标文件中，电源开发商会根据这样的采购模式，研究确定电站内的工艺系统配置，使其最大程度适应电力系统需求，并尽可能使基础上网电价最低，增大中标的概率。下面列出几个项目的实例。