项目进展与年底冲刺 - 2025年底中国西北多地在建光热项目正进行“并网冲刺” [1] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100兆瓦光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [1] - 新疆大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100兆瓦光热部分于11月初聚光集热系统完工并转入调试 [1] - 新疆新华发电博州100兆瓦光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [1] - 三峡能源青海直流二期100兆瓦光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [1][6] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [6] - 西藏开投安多县土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目中，100兆瓦光热部分的吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [7] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [15] 行业规模与规划 - 据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [8] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [16] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [8] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50兆瓦提升至100兆瓦甚至规划350兆瓦 [15] 政策支持与价值确认 - 2025年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确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 [3][13] - 新疆维吾尔自治区发改委于11月25日发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [2] - 青海省发改委于11月28日发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目 [3] - 海南省电力交易中心11月印发的细则明确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益的确定性 [3] - 青海省发布的政策明确，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 [14] - 内蒙古在全国率先出台了《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定了一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [14] 成本与经济效益挑战 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是行业最现实的门槛之一 [9] - 一个100兆瓦、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间，而同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [9] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [11] - 一些最核心、工况最严苛的部件（如高温熔盐泵、阀门）仍更倾向于采购进口品牌，导致采购和维护成本高昂且交货周期长 [10] - 在西藏等高寒缺氧地区，特殊施工条件、设备保温及防冻要求直接推高了建设成本和工期不确定性 [11] 商业模式与技术探索 - 光热发电的盈利模式正从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [13] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式，前者是当前项目推进的主流 [14] - 三峡集团新疆哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸的吸热塔且模块化程度更高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力 [15] - 产业链企业正聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术的研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [15] - 未来的竞争将是“光伏+电池储能”与“自带储能的光热”之间，比较谁能以更低的系统成本为电网提供更稳定优质的电力服务 [16] 行业定位与未来展望 - 光热发电凭借其长时间储能和同步发电机特性，在构建新型电力系统中找到定位，正从示范探索迈向规模化开局 [3] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [13] - 在西藏等生态脆弱、电网薄弱地区，光热发电的稳定输出和储能特性对于保障电力供应、减少对化石能源依赖具有战略价值 [7] - 政策推动的是与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”，而非一拥而上的泡沫化 [16] - 光热发展还面临成本等难题，但方向已经清晰，光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [17]