行业政策与目标 - 近日发布的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》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 [1] - 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 [9] 技术原理与核心优势 - 光热发电过程分为聚光、储热和发电三步，通过配置熔盐电加热器，可将光伏弃电转化为热能存储，再通过光热汽轮机发电上网 [4] - 与光伏相比，光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好的特性，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 [4] - 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，支撑电网稳定 [5] - 在新型电力系统中，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，可提供可靠的电力容量和灵活的调节能力 [5] 行业发展现状与规模 - 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 [5] - 我国光热发电电站单位千瓦建设成本从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 [5] - 通过示范项目，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，设备与材料国产化率接近100% [6][8] 技术路线与项目进展 - 我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等光热发电主流技术 [7] - 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已于2025年10月正式开工，其镜场总面积达330万平方米 [5] - 西藏当雄县正在推进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，采用高温熔盐集热储热，度电成本进一步降低 [7] - 行业正在探索“四塔一机”超临界350兆瓦机组方案，利用四个镜场热量推动一台汽轮机，预计全年发电利用小时可超过3000小时 [8] - 产业化能力提升推动中国光热发电走向世界，上海电气、中国电建、中国能建等企业承建多个海外项目，实现全生命周期输出 [8] 成本挑战与降本路径 - 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，是同等规模光伏电站的约3倍，在当前平价上网条件下，按当地煤电基准电价上网大多亏损 [9] - 技术创新是降本根本途径，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 [10] - 预测未来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，30万千瓦以上的电站度电成本可降至0.53元/千瓦时 [10] 政策支持与经济性提升建议 - 《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”，被视为重要的政策突破 [9] - 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，按当前度电成本约0.55元/千瓦时估算，补偿后成本可降至0.42元/千瓦时左右 [9] - 建议借鉴火电和水电价格机制，让光热电站享有转动惯量、调峰调频等辅助服务收益，同时参照抽水蓄能给予容量电价补偿 [9] - 实现1500万千瓦建设目标需从规划、实施、保障三方面发力，包括将目标纳入重点省份能源电力规划、出台实施细则评价长时储能价值、加强土地金融政策等要素保障 [10] 应用场景与未来展望 - 随着成本下降和政策完善，光热发电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 [10] - 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 [10]