国家能源集团青海共和公司青豫直流二期10万千瓦光热项目正源源不断地向电网输送电能，青海中控德令哈50兆瓦光热电站驱动汽轮机持续发电……这一朵朵绽放的“太阳花”，正照亮我国能源转型的新路径。

近日发布的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《若干意见》）提出，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。

项目火热推进，政策东风劲吹，但光热发电这个被寄予厚望的产业，仍面临着初始投资较高、市场竞争能力偏弱等“成长的烦恼”。在新能源全面平价的时代，光热发电如何破解成本难题，实现规模化破局？

弥补风电光伏短板

光热发电的过程分为三步：首先是聚光，通过成千上万面定日镜将阳光精准聚焦到高塔上；然后是烧“水”与存热，用聚光产生的高温加热熔盐，使其成为高温熔盐流体，将白天收集的能量储存起来；最后是发电，当需要用电时，用高温熔盐加热水产生蒸汽，驱动汽轮机发电。

“简单来说，光热发电设备就是一个巨型‘太阳能炉灶+热水壶+蒸汽机’组合体。”中国能建中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司（以下简称“中国能建西北院”）新疆哈密“光（热）储”1500兆瓦基地光热项目设计总工程师王鑫说，“比如，正在建设的哈密‘光（热）储’基地项目，采用150兆瓦光热与1350兆瓦光伏电站互补联动，通过配置熔盐电加热器，在光伏和光热储热部分之间建立能量转换的‘桥梁’，将光伏的弃电转化为热能存储，再通过光热汽轮机发电上网。”

“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。”浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥说，光热发电自带高安全、大容量、长寿期、低成本长时储能等优势，可实现24小时连续稳定发电。

更重要的是，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，帮助电网保持稳定，不会因一点小波动就停电；此外，它还能为电网提供无功功率，支撑电网稳定。

随着风电、光伏装机量持续攀升，电网面临的波动性和间歇性挑战日益严峻。光热发电的可调度性和长时储能能力，正是破解这些问题的关键。

“在新型电力系统中，我们需要的不只是电量，更是可靠的电力容量和灵活的调节能力。”水电水利规划设计总院副院长张益国说，“光热发电是当前技术路线中，最接近煤电机组特性的可再生能源。”

技术路线不断完善

2018年，青海中控德令哈50兆瓦光热电站并网，标志着我国光热发电产业起步。2025年10月，中国能建西北院承担核心设计任务的全球单机规模最大的光热发电项目——青海格尔木350兆瓦塔式光热发电项目正式开工。这个镜场总面积达330万平方米的“巨无霸”，标志着我国光热发电进入高参数、大容量的规模化发展新阶段。截至2025年底，我国在运光热电站装机约162万千瓦，位居全球第三；在建装机规模约270万千瓦，占全球在建装机90%以上。我国光热发电电站单位千瓦建设成本，也从10年前的3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下。

“通过示范项目的锤炼，我国建立了具有完全自主知识产权的产业链，系统集成和运维水平达到国际领先水平。”中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会秘书长杜凤丽说。

技术路线也呈现多元化特点，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等光热发电主流技术。

在西藏当雄县，中国能建西北院正在推进一项创新工程——800兆瓦光伏+100兆瓦光热一体化项目。其中，槽式电站采用国内自主研发的大开口槽式集热器，开口尺寸达8.6米。该项目采用高温熔盐集热储热，相对于现有全球运行的商业槽式光热电站，其温度参数进一步提高，度电成本进一步降低。中国能建西北院副总工程师、科技创新中心总经理赵晓辉说，该项目凭借更少的回路和更高的发电效率，在降低成本的同时显著提升电站性能。

在传统光热技术基础上，中国能建西北院还积极探索下一代高参数、大容量方案。“我们正在探索‘四塔一机’超临界350兆瓦机组方案，利用四个镜场产生的热量，推动一台超临界350兆瓦汽轮机做功发电，预计全年发电利用小时可超过3000小时。”赵晓辉说。

这是我国光热发电技术不断突破的缩影。如今，我国光热发电技术路线齐全，技术水平处于国际先进行列，设备与材料国产化率接近100%，形成了“全球光热看中国”的良好局面。产业化能力的提升，让中国光热发电开始走向世界。上海电气、中国电建、中国能建等企业承建多个海外项目，实现“技术+装备+工程+资金+运营”全生命周期输出。

推广需跨越成本关

尽管前景广阔，但成本问题如同“达摩克利斯之剑”，高悬在光热发电产业之上。

2024年以来，100兆瓦及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.5万元，虽较早期下降，但仍是同等规模光伏电站的约3倍。在当前平价上网条件下，光热发电按当地煤电基准电价上网大多亏损。

针对这一情况，《若干意见》提出“对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿”，被业界视为重要的政策突破。“若光热发电能参照煤电获得合理的容量电价补偿，其度电成本竞争力将大幅提升。”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。

赵晓辉建议，可借鉴现行的火电和水电的价格机制，让光热电站享有转动惯量、调峰调频等辅助服务收益。同时，可参照抽水蓄能，给予容量电价补偿，提升项目经济性。

青海省已率先明确，2024—2028年纳入该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，为行业注入了确定性。

技术创新仍是降本的根本途径。行业正通过扩大单机规模、研发新型熔盐、优化镜场设计、推进智能化运维等多途径寻求突破。“未来3—5年，通过技术优化、集采降本、运维优化等多方面改进，光热发电度电成本可再下降0.13元/千瓦时左右。”金建祥预测，30万千瓦以上的电站度电成本可降至0.53元/千瓦时。

赵晓辉分析说，实现“1500万千瓦左右”的建设目标，要从三方面发力。首先是规划，光照资源、土地资源以及电力外送条件合适的重点省份应将光热建设目标纳入能源电力规划；其次是实施，各省份要尽快出台实施细则，客观评价光热发电的长时储能价值；最后是保障，要加强土地、金融、政策等建设要素保障。

随着成本下降和政策完善，光热发电的应用场景有望不断拓宽。从大基地配套到与煤电耦合降碳，再到为数据中心、矿产开发冶炼等产业提供绿色电力，光热发电正在从“备用选项”变为“关键支撑”。

“发展光热发电，是我国在能源转型关键期的关键一招。”张益国说，“点亮这束‘稳定之光’，新型能源体系的底座将更加坚实可靠。”