光热发电可为电力系统提供长周期调峰能力；项目初始投资较大，对标煤电的成本还需下降40%

文｜《财经》记者 徐沛宇

编辑｜黄凯茜

发展节奏远落后于光伏和风电的光热发电，进入新一轮的政策窗口期。

12月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（下称《意见》），明确了未来五年光热发电的政策重点方向。

《意见》提出目标到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。

政策目标是截至2024年底已建成规模的十多倍。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等机构于2025年7月发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》称，截至2024年底，中国建成光热发电累计装机容量83.82万千瓦，在全球占比为10.6%。在建光热发电项目34个，总装机容量330万千瓦；规划光热发电项目37个，总装机容量约480万千瓦。

在度电成本方面，当前中国煤电度电成本在0.35元/千瓦时左右。国家能源局在对《意见》的相关解读中称，中国光热发电电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至约0.6元，已初步具备规模化发展的基础。但目前还面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升的问题。

光伏发电是根据光生伏特效应原理将太阳光能直接转化为电能，光热发电则是通过聚光系统将太阳能聚焦到吸热器，加热工作介质（如熔盐）产生高温蒸汽驱动汽轮机发电。光热发电与火力发电原理类似，后端技术设备相同。

光热发电按技术类型主要分塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式四类电站。据2025年11月成立的中国电力企业联合会光热分会披露，中国光热发电产业技术装备国产化率已突破95%。

由于光热与煤电的技术原理和后端设备类似，因此光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能。《意见》表示，光热能够为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，也是加快构建新型电力系统的有效支撑。

因为风电和光伏发电具有波动性，不能提供转动惯量，大规模接入后将影响电网稳定。随着风电和光伏装机在电力总装机比重的不断提高，电网亟须新增具备调峰、储能功能的电源。光热可实现该目标，比火电更低碳环保。

据国家能源局统计，截至2025年9月底，中国风电和光伏发电累计总装机分别达到5.82亿千瓦和11.25亿千瓦，两项合计装机占全国电力总装机量比重从2021年底的26.7%增加至2025年9月底的接近46%。

光热发电的装机尚不及风电、光伏的百分之一。尤其是近五年来，建设速度慢于预期目标。国家能源局综合司曾于2023年发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，要求力争“十四五”期间全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

光热的成本降速不及风电、光伏是其发展较慢的主要原因。目前，陆上风电、光伏的度电成本约在0.1元/千瓦时-0.35元/千瓦时之间。

另一方面的原因则是支持政策退坡。2016年国家发展改革委核定太阳能热发电标杆上网示范电价后，企业建设热情高涨；2020年初出台《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》后，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，投资势头受到明显影响。

今年以来，对光热的支持政策逐渐升温。在本次《意见》发布前，2025年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出，光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值。

多个地方政府近期也对光热产业发布了支持政策。青海省发布的《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》称，2024年到2028年单独建设的光热示范项目，上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易。这一较高的价格将为项目投资提供支持。

在加强光热应用市场培育方面，《意见》提出，要在大型能源基地合理配置光热发电规模，建设一批以光热发电为主的支撑调节型电站，探索以光热电站为基础电源的源网荷储一体化系统等光热应用市场培育。

同时，《意见》提出要优化电站运行方式，发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用，支持光热电站通过电力市场发挥系统调节功能，提升在运项目的调度响应能力等。同时，要逐步推动高参数大容量技术推广，促进光热产业降本增效，建立系统发展机制，充分利用能源合作机制推动产业“走出去”。