中能观察 | 三步走，光热发电冲刺0.4元时代

来源：能源中国客户端 时间：2025-09-04 17:29

中国能源新闻网记者 李东海

　　在风电、光伏“唱主角”的新能源赛道上，光热发电这个“后起之秀”正凭实力“圈粉”。它不像光伏、风电“靠天吃饭”，凭借6-14小时的长时熔盐储能可实现按需发电、稳定供电，正在成为电网不可或缺的“稳定器”。当下，随着政策加码、技术迭代，光热发电度电成本“对标”‌煤电基准价格，正向着2030年0.4元的目标全力冲刺。‌对于这个目标，要分几步去实现？

　　在日前召开的2025中国太阳能热发电大会上，多位业内专家表示，推进光热发电降本增效实现规模化发展，需要以政策为基础扫清障碍，技术为核心突破瓶颈，市场为载体推动商业营运，这三步层层递进、环环相扣。

　　政策“搭台”，为市场化破局扫清初期障碍

　　相较于光伏发电，光热发电起步较晚，2016年国家启动首批太阳能热发电技术示范工程，然而2021年以后，新建光热发电项目不再享受中央财政补贴，行业一度陷入停滞。

　　这一阶段的实践表明，缺乏稳定的政策支撑，光热发电难以从“示范”走向“规模化”。

　　随着“双碳”目标推进，风电、光伏大规模并网带来的调峰需求凸显，光热发电的系统价值被重新认知，政策支持也随之升级为“组合拳”。

　　“积极发展光热发电”写入2025年实施的《中华人民共和国能源法》，从法律层面确立其战略地位；今年1月出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”）更建立“可持续发展价格结算机制”，通过“存量项目保收益、增量项目竞电价”的设计，为行业提供了清晰的市场化定价路径。

　　在地方实践层面，青海先行先试，优选3座35万千瓦规模的独立光热电站，并配套0.55元/千瓦时的上网电价；甘肃则明确将存量光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围，执行0.3078元/千瓦时的机制电价。

　　在“国家定方向、地方出细则”的政策协同发力下，光热发电领域的投资信心持续提振，行业发展预期进一步明晰。

　　“要推动光热发电发展，首先得摒弃‘光热昂贵’的片面看法，要充分认可光热发电在长时储能以及支撑电力系统灵活性调节和安全稳定运行方面的重要价值。”国家能源局科技与装备司原副司长刘亚芳明确表示。

　　国家发展改革委能源研究所能源系统分析研究中心主任冯升波认为，当前光热发电成本高于光伏，在电力现货市场中的价值尚未充分体现，急需政策过渡性支持。他建议，通过容量补偿机制、辅助服务市场，让光热发电的系统价值转化为实际收益。

　　记者了解到，2024年以来，在相关政策“托底”下，光热发电规模不断扩大。

　　太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会秘书长杜凤丽向记者介绍，截至2025年8月底，国内光热发电兆瓦级以上项目累计装机153.82万千瓦，并网项目超过百万千瓦，在建280万千瓦，待建规划超480万千瓦，在建和待建体量约为现有规模的5倍。

　　“政策只是‘敲门砖’，要真正实现0.4元的成本目标，还需技术层面实现核心突破。”杜凤丽说。

　　技术“破局”，以熔盐储能为核心技术打通降本关键

　　如果说政策是光热发电的“铺路石”，那么技术就是决定其能否“跑得快”的核心引擎。

　　不同于光伏“直接光电转换”的模式，光热发电具有“先聚热、再发电”的特性，全靠熔盐储能支撑：白天定日镜聚光将熔盐加热至565℃（塔式技术）储存，夜间再通过高温熔盐产蒸汽驱动发电，既解决了风电、光伏“靠天吃饭”的波动性，又能减少风力、光伏的的弃电。

　　更为关键的是，熔盐储能安全性高、成本低，储热密度远超电化学储能，这是光热发电实现长时稳定供电的“底气”所在。

　　业内专家表示，当前的熔盐储能技术迭代已为光热发电降低成本提供了清晰路径。一方面，主流的塔式技术通过优化定日镜设计减少用钢量、实现熔盐泵国产化，大幅降低了建设成本，另一方面，运维技术优化也在持续提升发电量。例如，青海中控德令哈5万千瓦光热项目是全球首个发电量超过设计值的塔式熔盐光热电站，2022年、2023年、2024年连续三年平均发电量达到设计值的100.2%。发电量的提升摊薄了度电成本，最终形成“技术进步-成本下降-规模扩大”的良性循环。

　　“‘十五五’期间光热要部分替代煤电功能，技术突破是关键。”电力规划设计总院光热发电规模化发展战略研究课题负责人刘冰指出，光热规模化开发可以从三个路径实施：一是在具备条件的大型沙戈荒基地中替代部分煤电机组，实现基地整体绿电输送占比的显著提升；二是在部分省份光热发电作为支撑调节基础电源；三是以光热发电为基础支撑电源的独立供能体系，通过绿电直连方式向负荷侧提供稳定的电力。

　　市场“唱戏”，多能互补模式激活规模化价值

　　上述专家表示，当政策扫清障碍、技术降低成本后，光热发电的市场化落地，需要找到与现有能源体系的“契合点”——“风光热储多能互补”模式，这是光热发电从“技术可行”走向“市场共赢”的关键一步。

　　记者了解到，在青海、甘肃等光照丰富地区，“风光热储”模式已展现出显著优势：白天光伏、风电出力高峰时，光热电站将多余电能转化为热能储存，避免弃风弃光；夜间用电高峰时，光热电站释放热量发电，填补风光出力缺口。

　　这种“1+1+1>3”的协同效应，不仅让整个电站实现24小时稳定供电，还大幅降低了“风光热储”整体的度电成本。

　　“‘双碳’目标下，地方对调节性电源的需求会越来越大，光热发电的关键是持续降本增效，避免单一技术竞争，构建‘协作型’能源系统。”国家能源局法制和体制改革司原副司长梁志鹏表示，光热发电的市场定位——不是替代风光，而是与风光协同，共同支撑新型电力系统。

　　“近10年来，我国光热发电产业逐步演进，先后经历电价补贴、多能互补一体化项目探索，如今已全面迈入市场化发展阶段。这期间，产业实现跨越式提升：单机容量从5至10万千瓦跃升至30至35万千瓦，上网电价也从1.15元/千瓦时降至0.55元/千瓦时，取得了令世界瞩目的发展成就。”全国工程设计大师、电力规划设计总院高级顾问孙锐表示，光热发电要实现规模化发展，政策机制、规模效应与技术创新的协同推进是破题关键。

　　西安交通大学教授魏进家认为，当下，光热发电的“黄金时代”才刚刚开始。他指出，“十五五”期间，光热发电有望与风电、光伏形成“三足鼎立”之势，既为新型电力系统装上“稳定器”，也为“双碳”目标的实现注入持久动能。

　　责任编辑：江蓬新