光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。在我国能源结构加速绿色低碳转型的关键时期，为助力能源强国建设，加快构建新型电力系统，推动光热发电规模化发展，国家发展改革委、国家能源局日前联合发布了《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《意见》），就光热发电规模化发展作出系统部署。
《意见》明确光热发电产业链长、带动作用强，其规模化开发利用有望成为我国新能源产业新的增长点。此文为光热发电今后发展定调，该技术也从能源转型舞台的边缘来到聚光灯下。
彰显价值——稳定灵活的独特优势
隆冬的德令哈，寒风萧瑟中蕴藏着一片由科技汇聚的暖意。茫茫戈壁滩上，一朵由数万面定日镜组成的巨型“太阳花”正静默运转，将炽热的阳光持续转化为稳定电能。这朵“太阳花”是青海德令哈50MW塔式熔盐光热电站。该电站采用了中国产业发展促进会风光储融合分会理事单位浙江可胜技术股份有限公司（简称“可胜科技”）的核心技术和关键设备，自2018年底投运以来运行稳定高效，屡次刷新行业纪录，已连续四年超额完成发电目标，成为中国能源转型历程中的生动见证。
光热发电是通过聚光系统收集太阳热能，借助储热装置实现连续供电的新能源技术，主要包含槽式、塔式、菲涅尔式与碟式四种类型，发电原理涉及光热转换与热功发电过程。
从技术特点来看，光热发电拥有两大突出优势。一是自带适应高比例可再生能源电网的“稳定基因”。“与光伏发电相比，光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好的特性。”据可胜技术董事长兼首席科学家金建祥介绍，相比风光配储的电网安全解决方案，光热发电自带高安全、大容量、长寿期、低成本长时储能，可实现24小时连续稳定发电，且能有效弥补风电、光伏的间歇性不足，提升电力供应的可靠性，为系统提供稳定可靠且相对经济的能量时移能力。
二是具备优异的电网支撑与快速调节能力。“光热发电采用同步发电机并网，可为电网提供必要的转动惯量和无功功率，这是当前以电力电子设备为主的风电、光伏所欠缺的，对维持高比例新能源电力系统的频率、电压及功角稳定具有重要意义。”金建祥表示，光热电站由于没有锅炉的限制，在电网调频、调峰能力上也要优于传统燃煤机组。光热电站具备15%-100%额定负荷的宽幅负荷调节能力，调峰速率是传统煤电的2-3倍。
聚焦当下——规模化的挑战与机遇
经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，已建成全球领先的光热发电产业链。但另一方面，我国光热发展还面临初始投资大、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。那么，具体路径何在？
首先，光热发电规模化发展必须坚持因地制宜、精准定位。水电水利规划设计总院党委委员、副院长张益国指出，我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区。然而，上述省区电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题。这要求地方规划光热项目应结合资源条件和电力系统结构，因地制宜明确光热发电项目建设规模，并结合区域产业发展需要协同布局。
同时，需进一步明确光热技术在多元化应用场景中的独特价值，充分发挥其长板优势。光热技术应用可细分为三大场景。一是在大型新能源基地中，光热发电可优化提升基地调节能力，提高绿色电量占比；二是在区域电力系统中，光热电站可与风光项目构成多能互补系统，缓解保供压力，支撑系统安全；三是在源网荷储一体化应用场景中，光热发电可同时满足用电、用汽、用热需求。
其次，光热发电仍需降低建设成本。《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》显示，2018-2021年建成并网的光热项目单位成本在3万元/kW左右。2024年100MW及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.6万元/kW。近年来，光热项目建设成本呈持续下降趋势，但同期同等规模光伏电站的建设成本只有光热项目的1/3，对比可知光热项目初期投资压力依旧很大。
值得期待的是，从国家到地方，推动光热产业降本增效的政策环境正在加速形成。其中，青海省已明确2024-2028年纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划的光热发电项目执行0.55元/千瓦时的上网电价。该政策不仅为行业注入了确定性，更催生了如格尔木350MW等标志性项目的建设，充分揭示了清晰的政策信号对引导产业初期发展的重要性。
筑基未来——三大支点支撑愿景落地
新发布的《意见》提出了清晰目标：力争“十五五”期间光热发电装机规模达到1500万千瓦左右，实现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，最终成长为新能源领域具有国际竞争力的新兴产业。
产业蓝图已经绘就，实现路径亟待探索。对此，金建祥提出三点建议：一是强化政策支撑，完善市场机制。“若光热发电参照煤电执行330元/千瓦/年的容量电价，在年利用小时数低于2500小时的情况下，其度电成本预计可下降约0.13元/千瓦时。”据金建祥测算，按当前光热发电度电成本约0.55元/千瓦时估算，补偿后成本可降至0.42元/千瓦时左右，竞争力将大幅提升。
二是规模效应与技术创新双轮驱动。当前降本有两条现实路径：一要发挥规模降本效应。同等技术水平下，项目装机规模从100MW扩大至350MW，度电成本可下降约0.18元/千瓦时。同时，产业规模持续扩大及关键设备材料的全面国产化量产，也能系统降低初始投资；二要依靠持续地技术优化与迭代。以投资占比较高的熔盐储能系统为例，其采用低位罐短轴泵技术可降低储热系统成本约12%；采用高温新型熔盐，可进一步降本约15%。
三是共建健康、可持续产业发展生态。金建祥指出，企业应避免“内卷式”降本，应理性竞争。“低价者胜”的零和博弈思维，不仅会导致企业利润被压缩，还会引发质量风险、抑制技术创新。“只有保障投资商、技术商的合理利润，才能驱动产业走向以质量与创新为核心的健康发展轨道，最终实现产业链各方的共赢与可持续发展。”金建祥呼吁采购方采用新的招投标方法，重视产品技术与质量