问题：“双碳”目标持续推进的背景下，如何在确保电力系统安全稳定的同时，不断扩大可再生能源的有效供给，并建立可复制、可持续的绿色收益机制，已成为能源转型的关键议题。相比部分新能源出力波动较大，兼具储能与调峰能力的光热发电被普遍看好，但其投资强度高、回收周期长，更需要稳定、市场化的收益支撑。 原因：从甘肃省生态环境厅近日召开的新闻发布会获悉，3月24日，甘肃省敦煌首航节能等4个光热发电项目在全国温室气体自愿减排注册系统完成登记公示。其中，敦煌两座熔盐塔式光热项目进入2025年全国首批CCER签发名单，合计签发减排量50万吨。业内认为，这既说明项目具备明确、可核证的减排属性，也与全国自愿减排市场制度逐步完善、可再生能源环境价值定价机制加快建立密切有关。 影响：一上，CCER为光热电站带来新的收益渠道。发布会信息显示，甘肃目前已有8个CCER项目实施，预计年均可减排二氧化碳64.03万吨，年均收益超过5000万元。对地方而言，这有助于形成“减排量—收益—再投资”的循环，也将提升西北清洁能源基地的综合竞争力。另一方面，交易价格也显示市场对光热“高质量减排”的认可。全国温室气体自愿减排交易系统数据显示，2025年并网光热发电CCER成交量为106.92万吨，成交额0.87亿元，成交均价81.58元/吨，高于全国CCER均价70.76元/吨，也高于海上风电均价69.27元/吨。一定程度上，这种溢价反映了光热在系统支撑价值与减排真实性上的综合优势。 从低碳属性看，光热优势更直观。根据生态环境部、国家统计局、国家能源局发布的电力碳足迹因子数据，光热发电碳足迹因子仅0.0312kgCO₂e/kWh，显著低于燃煤发电0.9240kgCO₂e/kWh。业内人士指出，光热通过熔盐储热等技术路线，可实现相对稳定出力，在晚高峰和系统调峰场景中提供更接近传统电源的可控性，是新能源体系中具备“对标煤电的绿色支撑调节电源”潜力的技术之一。其减排不仅来自清洁替代，也来自对系统调节成本的间接降低，因此更容易在环境价值市场中获得认可。 对策：国家层面已明确通过市场化机制提升光热绿色收益。《国家发展改革委 国家能源局关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，统筹利用CCER市场、绿证市场等提高光热电站绿色收益，项目可自主选择收益来源，但不得重复享受政策支持。业内认为，这个安排有利于项目在不同收益工具间进行更合理的组合，推动环境权益定价更透明，也减少政策叠加带来的套利空间，维护市场公平与长期稳定。 在地方层面，甘肃依托资源禀赋和产业基础，正将光热与风光大基地建设、储能配置、电网消纳能力提升等一体推进。下一步，需要更提升项目开发与核证的规范化水平，强化数据质量管理和第三方核查能力建设，确保减排量“算得清、核得准、经得起检验”。同时，应围绕光热关键装备、储热材料、运行维护等环节完善产业链配套，降低度电成本，增强商业化竞争力。 前景：从全国看，市场化减排收益通道正在加快打通。太阳能光热联盟统计，截至2026年3月，全国已有14个光热项目完成登记，甘肃4个、青海4个、内蒙古1个、新疆5个；其中7个已完成CCER备案，另有7个项目在推进中。业内预计，随着CCER交易走向常态化、企业减排需求增加，以及电力碳足迹管理逐步细化，高质量减排项目的价值将进一步显现。光热发电在提供清洁电力的同时，凭借“可调节、可储能、可稳定”的电源特性，有望在新型电力系统中承担更重要的支撑角色，其环境权益收益也将更具确定性。
从“能发电”到“能调节”，再到“能交易减排价值”，光热发电在CCER市场的表现显示，我国绿色低碳转型正在从装机扩张走向综合价值兑现。随着市场机制更成熟、绿色价值工具协同发力，能否把减排量的“账”算清、把系统支撑的“价”定准、把项目运营的“链”管牢，将决定光热等新型电源能否在能源转型与电力安全之间找到更稳妥的平衡点。