行业政策与目标 - 国家政策提出到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] - 青海省已明确2024-2028年纳入示范计划的光热发电项目执行0.55元/千瓦时的上网电价 [6] - 《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 [6] 技术优势与系统价值 - 光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好特性，自带高安全、大容量、长寿期、低成本长时储能优势，可实现24小时连续稳定发电 [2] - 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，帮助电网保持稳定 [2] - 光热发电的可调度性和长时储能能力是破解风电光伏波动性与间歇性挑战的关键，被专家认为是当前最接近煤电机组特性的可再生能源 [2][3] 产业发展与技术进步 - 截至2025年底，中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 [3] - 中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 [3] - 中国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流技术，设备与材料国产化率接近100%，形成了“全球光热看中国”的局面 [4][5] - 中国能建西北院正在探索“四塔一机”超临界350兆瓦机组方案，预计全年发电利用小时可超过3000小时 [5] 项目进展与工程实践 - 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开工，镜场总面积达330万平方米 [3] - 哈密“光(热)储”基地项目采用150兆瓦光热与1350兆瓦光伏互补联动，配置熔盐电加热器将光伏弃电转化为热能存储 [2] - 西藏当雄县正在推进800兆瓦光伏+100兆瓦光热一体化项目，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 [4] 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，按煤电基准电价上网大多亏损 [6] - 专家测算，若获得合理的容量电价补偿，光热发电度电成本可从约0.55元/千瓦时降至0.42元/千瓦时左右 [6] - 通过技术优化、集采降本、运维优化等，未来3-5年度电成本可再下降0.13元/千瓦时左右，30万千瓦以上电站度电成本可降至0.53元/千瓦时 [7] - 降本的根本途径包括扩大单机规模、研发新型熔盐、优化镜场设计、推进智能化运维等 [7] 市场拓展与出海 - 上海电气、中国电建、中国能建等企业已承建多个海外项目，实现“技术+装备+工程+资金+运营”全生命周期输出 [5] - 光热发电应用场景不断拓宽，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 [7]