每经AI快讯，12月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意 见》。其中提出，推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源上网电价市场化改革要求，鼓励相关省 份制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适应市场竞争、又能保障 稳定运营的可持续发展价格结算机制。对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关 省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。 鼓励光热发电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热发电积极参与各类辅助服务市场 并获得收益。 ...

每经AI快讯，12月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意 见》。其中提出，建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站。结合区域资源禀赋、建设要素、 用能需求和消纳能力等内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区电力缺口、缓解电力 保障压力、提供绿色支撑调节能力为目标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的大容 量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项目，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电 力供应的安全性和灵活性。 ...

伊拉克米桑油田群技术应用 - 核心观点：中国企业在伊拉克油田引入永置式光纤监测和“鱼骨刺”喷射增产等新技术，提升了老油田的生产效率与管理水平，并推动本地化人才培养 [1][2][3] - 永置式光纤井技术：在伊拉克首口永置式光纤井中，将光纤布设至5000米深处，实现井下压力、温度、声波等数据的实时上传，单次停产检修造成的损失约为50万美元，该技术避免了停产损失并为油田科学管理提供依据 [1] - “鱼骨刺”喷射增产技术：在伊拉克首次应用，通过带孔钢管下入井内形成“多分支、多通道”网络，使原油更易流向井筒，该技术能更深度触及储层并提高油藏利用效率，尤其适用于碳酸盐岩类储层 [2] - 本地化与数智化举措：公司推出“3＋3”计划，计划在6年内让一定比例的关键岗位由本地员工担任，光纤井和“鱼骨刺”技术是推进油田数智化的重要举措 [3] 巴基斯坦苏吉吉纳里水电站项目 - 核心观点：中国企业在巴基斯坦建设并运营苏吉吉纳里水电站，应用多项创新施工技术，创下压力竖井高度差世界纪录，为当地提供大量清洁电力并积累宝贵工程经验 [4][5][6] - 项目规模与效益：水电站于2024年9月投入商业运营，累计输送清洁电能超30亿千瓦时，相当于满足130万户家庭一年的用电量，有效缓解了巴基斯坦电力短缺问题 [4][6] - 创新施工技术：项目采用高水头、长隧道引水式模式，应用“智能感知吊装系统”与传统技术融合，使压力竖井建设效率提升40%，建成的压力竖井整体高度差达737.94米（相当于240层楼高），创下水电行业世界纪录 [4][5] - 技术应用与遗产：项目还创新应用了“北斗＋惯性导航”融合定位、三维激光扫描及“分层注浆＋钢拱架支护”等工法，其压力竖井建设技术为巴基斯坦西北部山区同类工程积累了宝贵实践经验 [5] 南非红石塔式熔盐光热电站项目 - 核心观点：中国企业在南非承建了撒哈拉以南非洲首个塔式熔盐光热电站，该项目具备高效储能和发电能力，促进了南非的能源绿色转型 [7][8][9] - 项目概况与技术：红石100兆瓦塔式熔盐光热电站于2024年9月并网发电，2024年5月投入商业化运营，核心设施包括一座高247.55米的集热塔及41260面定日镜，技术优势包括更强的储能兼容性和电网调峰能力 [7] - 储能与发电过程：定日镜将太阳光反射至塔顶，将熔盐从约290摄氏度加热至约565摄氏度储存，储存的热能可支撑机组满负荷运行12个小时，项目预计每年可为南非提供480吉瓦时清洁电力，满足约20万户家庭全年用电需求 [8] - 环保效益与质量控制：项目年替代标准煤14.7万吨，减排二氧化碳42.6万吨，项目采用相控阵超声检测技术实现熔盐罐焊接质量全优达标，为稳定运行奠定基础 [8][9] 智利电网运维与技术创新 - 核心观点：中国国家电网控股的智利切昆塔公司通过“冬日计划”引入中国绝缘涂覆机器人等先进技术，显著提升了电网可靠性、安全性与运维效率 [10][11][12] - “冬日计划”与机器人应用：公司在冬季前启动涵盖近970项举措的“冬日计划”，其中首次在拉美地区应用中国产绝缘涂覆机器人，该机器人能为导线喷涂长效防护涂层，提供10年以上的绝缘保护 [10] - 技术效益与效率提升：绝缘涂层显著降低了因树木碰触引发的短路风险，并使公司能进行不停电作业，守护了瓦尔帕莱索大区超200万人的用电安全，在阿塔卡马沙漠，采用直升机绝缘子清洗技术，效率提升至传统方式的4倍，节约成本近15% [11] - 经营成果与行业认可：公司自2020年被接管后，供电服务质量连续多年位居智利首位，并荣获“拉美最佳职场”等奖项，其引进的技术和预防性运维为本地电力行业树立了新标杆 [12]

伊拉克米桑油田群服务项目 - 项目核心是应用数智化技术提升老油田生产效率 包括伊拉克首口永置式光纤井和首次应用的“鱼骨刺喷射增产技术” [9] - 永置式光纤井将光纤布设至5000米深油井 实现井下压力、温度、声波等数据实时上传至“璇玥云”和指挥中心 单次停产检修探测损失达50万美元 [9] - “鱼骨刺喷射增产技术”通过带孔钢管下井并注入酸液 在地下形成“多分支、多通道”网络 扩大泄油面积 提高碳酸盐岩储层利用效率 [10] - 项目推出“3+3”计划 通过对伊拉克本地员工全方位培训 争取6年内让一定比例关键岗位由本地员工担任 [11] 巴基斯坦苏吉吉纳里水电站项目 - 水电站于2024年9月投入商业运营 累计输送清洁电能超30亿千瓦时 相当于130万户家庭一年用电量 [11] - 项目采用高水头、长隧道引水式电站模式 压力竖井整体高度差达737.94米（相当于240层楼高） 创下水电行业世界纪录 [12] - 应用“智能感知吊装系统”与传统技术融合 使压力竖井建设效率提升40% 并创新应用了“北斗+惯性导航”融合定位、三维激光扫描等技术 [12][13] - 项目缓解了巴基斯坦电力短缺问题 在优化能源结构、降低传统能源依赖方面发挥关键作用 [13] 南非红石100兆瓦塔式熔盐光热电站项目 - 项目是撒哈拉以南非洲首个塔式熔盐光热电站 也是南非最大的可再生能源投资项目之一 于2024年9月并网发电 2024年5月投入商业化运营 [14][15] - 核心设施包括一座高247.55米的集热塔及41260面定日镜 项目预计每年提供480吉瓦时清洁电力 满足约20万户家庭用电 年替代标准煤14.7万吨 减排二氧化碳42.6万吨 [15][16] - 技术通过熔盐储热实现“热电解耦” 储存的热能可支撑机组满负荷运行12小时 确保发电连续稳定 北开普省年均太阳辐射量超2200千瓦时/平方米 [15][16] - 项目采用相控阵超声检测技术实现熔盐罐焊接质量全优达标 为稳定运行奠定基础 [16] 智利切昆塔公司“冬日计划”行动 - 行动涵盖近970项具体举措 最大亮点是中国产绝缘涂覆机器人在拉美地区的首次应用 [18] - 绝缘涂覆机器人通过高压喷涂系统将特制绝缘材料精准覆盖导线表面 形成长效防护涂层 为线路提供10年以上绝缘保护 并支持不停电作业 [18][19] - 该技术应用于公司运营的中压线路（其中1/3位于高火险区） 提升了安全性能 降低了短路跳闸风险 守护了瓦尔帕莱索大区超200万人的用电安全 [19][20] - 在阿塔卡马沙漠应用直升机绝缘子清洗技术 对总长200公里的架空线路进行带电清洗 效率提升至传统方式的4倍 节约成本近15% [20] - 自2020年接管以来 公司供电服务质量连续多年位居智利首位 并荣获“拉美最佳职场”等重量级奖项 [20]

伊拉克米桑油田群服务项目 - 核心观点：中国企业在伊拉克老油田引入数智化技术与新型增产工艺，有效破解生产瓶颈，提升油田管理水平和生产效率 [1][2][3] - 技术应用：成功完成伊拉克首口永置式光纤井，光纤下至5000米深处，可实时上传井下压力、温度、声波等数据至“璇玥云”平台，避免了每次停产检修约50万美元的损失 [1] - 技术应用：首次在伊拉克应用“鱼骨刺喷射增产技术”，通过带孔钢管和酸液在地下形成“多分支、多通道”网络，扩大泄油面积，提高碳酸盐岩储层利用效率 [2] - 本地化与影响：项目推出“3+3”计划，计划通过6年全方位培训，使一定比例关键岗位由伊拉克本地员工担任，提升了本地员工技能 [3] 巴基斯坦苏吉吉纳里水电站项目 - 核心观点：中国企业在巴基斯坦复杂山区成功建设创世界纪录的高水头水电站，应用多项创新技术，为当地提供了大量清洁电力并积累了宝贵工程经验 [3][4][5][6] - 项目概况：水电站于2024年9月投入商业运营，累计输送清洁电能超30亿千瓦时，相当于130万户家庭一年的用电量 [3] - 技术创新：应用“智能感知吊装系统”实现洞内深部作业的即时通信与物料运输，结合传统技术使压力竖井建设效率提升40% [4][5] - 工程成就：建成1座直径22米和6座直径6米的压力竖井，整体高度差达737.94米（相当于240层楼高），创下水电站压力竖井高度差世界纪录 [5] - 技术创新：针对复杂地质，创新应用了“北斗+惯性导航”融合定位、三维激光扫描技术，并首创“分层注浆+钢拱架支护”工法及地下硐室开挖异常处置技术 [5] - 项目影响：电站缓解了巴基斯坦电力短缺，在优化能源结构、降低传统能源依赖、筑牢能源安全防线方面发挥关键作用 [6] 南非红石100兆瓦塔式熔盐光热电站项目 - 核心观点：中国企业在南非承建了撒哈拉以南非洲首个大型塔式熔盐光热电站，集成了先进的光热发电与储能技术，有力促进当地能源绿色转型 [7][8][9] - 项目概况：项目于2024年9月并网发电，2024年5月投入商业化运营，是南非最大的可再生能源投资项目之一，核心包括高247.55米的集热塔及41260面定日镜 [7] - 技术优势：采用塔式光热发电技术，具备更强的储能兼容性和电网调峰能力，可通过“热电解耦”实现低谷储热、高峰发电，确保连续稳定供电 [7] - 技术细节：定日镜追光将熔盐从约290摄氏度加热至约565摄氏度储存，储存的热能可支撑机组满负荷运行12小时，实现夜间持续发电 [8] - 质量控制：引入相控阵超声检测技术对熔盐罐焊接进行全流程监测，实现焊接质量全优达标 [8] - 项目效益：预计每年为南非提供480吉瓦时清洁电力，满足约20万户家庭全年用电需求，年替代标准煤14.7万吨，减排二氧化碳42.6万吨 [8] 智利切昆塔公司“冬日计划”行动 - 核心观点：中国国家电网控股的智利切昆塔公司通过引入中国先进运维技术与机器人，开展大规模预防性维护，显著提升了电网安全性与可靠性 [10][11][12] - 技术创新：在拉美地区首次应用中国产绝缘涂覆机器人，可进行不停电作业，在导线表面形成长效防护涂层，提供10年以上的可靠绝缘保护 [10] - 应用效益：机器人技术解决了因“树线矛盾”引发的短路跳闸风险，特别适用于公司旗下1/3位于高火险区的中压线路，守护了瓦尔帕莱索大区超200万人的用电安全 [11] - 技术创新：在阿塔卡马沙漠应用直升机绝缘子清洗技术，对总长200公里的架空线路进行带电清洗，效率提升至传统方式的4倍，节约成本近15% [11] - 经营成果：自2020年接管以来，公司供电服务质量连续多年位居智利首位，并荣获“拉美最佳职场”、“可持续发展突出贡献奖”等重量级奖项 [12]

文章核心观点 - 光热发电是兼具调峰与储能功能的安全清洁能源，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，其战略地位正从“技术选项”升级为“战略必需” [1][6][11] - 中国光热发电产业已实现全球领先，技术装备国产化率超过95%，并以远超全球平均水平的速度发展，正引领行业进入大容量、低成本、独立装机的“青海模式”3.0时代 [1][5][6] - 行业市场规模持续增长，2024年达160亿元，预计2025年有望达到167亿元，未来将向技术效率再升级、应用场景再拓展、产业协同再深化三大方向迈进 [1][6][11] 光热发电行业定义及分类 - 光热发电是将太阳能转化为热能再转化为电能的技术，主要电站类型包括塔式、槽式、线性菲涅尔式和碟式四类 [1] 光热发电行业发展现状 - 截至2025年第三季度，中国已建成光热电站21座，总装机容量达157万千瓦，位居全球第三，在建项目30座，装机容量约310万千瓦，中国已成为全球新增装机主力 [6] - 中国光热产业年均复合增长率达11.7%，远超全球4.24%的平均水平 [6] - 行业发展历经示范项目1.0时代、“光热+风电/光伏”大基地2.0时代，现已进入以青海独立光热电站项目为标志的大容量、低成本、独立装机的3.0时代 [5][6] - 青海省在2024年底优选3座350兆瓦独立光热电站，以调峰模式运行并给予0.55元/千瓦时的上网电价，形成“青海模式” [5] 光热发电行业产业链 - 产业链上游包括聚光系统、吸热系统、储热系统、热交换系统与发电装置、控制系统与配套设备等装备及材料 [7] - 产业链中游为光热发电电站的开发、建设与运营 [7] - 产业链下游应用领域包括工业企业、居民生活等终端用电领域 [7] 光热发电行业发展环境-相关政策 - 国家出台多项政策支持光热发电发展，其战略地位日益凸显，相关政策包括《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》、《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》等 [7] 光热发电行业竞争格局 - 行业呈现多家企业竞争的局面，主要企业包括西子洁能、中国电建、上海电气、川润股份、振江股份、可胜技术、首航高科、江苏国信、东华科技、冰轮环境以及科远智慧等 [9] - **浙江可胜技术股份有限公司**：是塔式光热发电和熔盐储能解决方案提供商，采用轻资产运营模式，2025年上半年其熔盐塔式光热电站储能解决方案毛利为31181.9万元，其中集热系统及其他核心子系统毛利31106.2万元，建设咨询、运维技术指导及其他技术服务毛利75.7万元 [9] - **西子清洁能源装备制造股份有限公司**：聚焦能源装备及服务，清洁能源板块包括光热发电中储能关键部件等，依托熔盐储能技术拓展应用场景，2025年前三季度营业收入为43.33亿元 [10] 光热发电行业未来展望 - 随着技术进步与标杆项目落地，规模效应显现，光热发电在电力系统中不可替代的价值愈发被重视 [11] - 未来行业将迎来技术效率再升级、应用场景再拓展、产业协同再深化三大升级，向“更高效、更广泛、更协同”方向迈进 [11]

项目概况 - 项目位于甘肃省酒泉市金塔县 为金塔多能互补基地10万千瓦熔盐塔式光热项目 [3][5] - 项目使用超过2.5万面定日镜 形成一个巨大的镜面场 [5] - 定日镜是一种可以追踪太阳轨迹的镜子 能够调整方位和角度反射太阳能量 [3][7] 技术原理 - 定日镜将太阳光反射至镜场中央247米高的吸热塔顶端 [9] - 塔顶的吸热器管道内有液态熔盐流经并吸收热量 [9] - 加热后的熔盐与蒸发器中的水相遇 产生高温高压水蒸气推动汽轮发电机发电 [9] - 太阳能经过多次形态转化 最终变为清洁电能 [11] 项目效益 - 该项目每年可生产清洁电力14.5亿千瓦时 [12] - 每年可节约标准煤约48万吨 [12] 技术优势与特点 - 光热发电具有高效节能 环保无污染 安全可靠等优点 [14] - 其储热技术能将高温熔盐的热能储存起来 克服新能源发电的随机性和波动性 [14] - 即便太阳落山后 依靠储存的热能还可以持续发电 [14] 行业发展现状 - 当前甘肃酒泉地区光热发电装机容量已达到62万千瓦 [16] - 技术路线呈现多样化 包括塔式 槽式 菲涅尔式等多种形式并存 [16] 行业前景 - 伴随中国新型能源体系建设加快推进 未来新能源的占比将会越来越高 [17] - 光热发电作为电力系统稳定器的作用将得到进一步凸显 [17] - 该技术将更好地支撑能源结构向清洁化 绿色化转型 [17]

文章核心观点 中国光热发电行业在2025年底迎来项目并网冲刺与政策密集支持的关键节点，行业正凭借其储能与调峰价值，从示范探索迈向规模化发展的新阶段，但高昂成本与设备可靠性仍是亟待解决的核心挑战 [4][6][11][12] 项目进展与年底冲刺 - 2025年底，中国西北地区多个光热项目正进行“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 [2] - 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，目标年底前并网 [2][8] - 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 [2] - 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 [3][9] - 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日进入热力系统调试关键阶段 [9] - 西藏开投安多县土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目，其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 [10] 政策支持与顶层设计 - 2025年11月，国家发改委、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 [6][15] - 2025年11月25日，新疆维吾尔自治区发改委发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [5] - 2025年11月28日，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含光热项目 [6] - 2025年11月，海南电力交易中心印发实施细则，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 [6] - 青海省发布通知，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 [16] - 内蒙古在全国率先出台《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 [16] - 国家能源局在2025年8月的一份提案答复中明确，将在“十五五”可再生能源发展规划中“合理安排相关发展布局”，推动与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化” [18] 行业现状与规模 - 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 [11] - 国家能源局数据显示，2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [19] - 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 [11] - 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，其中“一体化配套”模式是当前项目推进的主流 [16] 成本与核心技术挑战 - 光热发电造价依然是光伏的3倍左右，是行业最现实的门槛之一 [12] - 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 [12] - 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 [13] - 尽管设备国产化率超过95%，但一些最核心、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 [12] - 在西藏等高海拔、自然条件恶劣地区，极端的建设环境（如高寒缺氧、有效施工期短）直接推高了建设成本并增加了工期不确定性 [13] 技术发展与商业模式探索 - 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 [15] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目采用“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸吸热塔且模块化程度高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力 [17] - 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，旨在通过规模化进一步摊薄成本 [17] - 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 [18] - 未来的竞争被视作“光伏+电池储能”与“光热（自带储能）”之间，谁能以更低的系统成本为电网提供更稳定、更优质电力服务的比拼 [18] 行业前景与价值定位 - 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的战略需求中找到定位 [6] - 随着风电、光伏占比激增，电网对灵活性资源的需求急剧增加，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 [15] - 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 [19] - 新政的核心在于为光热创造价值变现的通道（如容量电价、辅助服务补偿），而非简单的涨价，光热项目的综合收益有望提升，但具体取决于后续各地实施细则的落地和市场交易价格的形成 [19]

行业动态：项目年底并网冲刺 - 2025年底，中国西北多个光热项目正进行“并网冲刺” [2] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100MW光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [3] - 大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100MW光热部分于11月初聚光集热系统完工转入调试 [3] - 新华发电博州100MW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 [3] - 三峡能源青海直流二期100MW光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [4][10] - 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 [11] - 西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目的100MW光热部分吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [11] - 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 [23] 政策支持：多层面利好密集出台 - 2025年11月，新疆发改委明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [5] - 2025年11月，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含光热项目 [6] - 2025年11月，海南电力交易中心明确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 [6] - 2025年11月10日，国家发改委、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 [6][16][19] - 青海省发布通知，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 [21] - 内蒙古在全国率先出台《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [21] - 政策推动与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”发展，国家能源局将在“十五五”可再生能源发展规划中合理安排相关发展布局 [24] 行业现状与规模 - 根据《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 [12] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [24] - 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 [12] - 行业正处在从示范迈向规模化的关键爬坡期 [24] - 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 [21] - “一体化配套”模式是当前项目推进的主流，即在大型新能源基地中将光热作为调节电源与风电、光伏打包开发 [21] 核心挑战：成本与可靠性 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是最现实的门槛之一 [14] - 一个100MW、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 [14] - 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 [14] - 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 [16] - 一些最核心、工况最严苛的部件仍更倾向于进口品牌，如高温熔盐泵、阀门等，采购成本和维护费用高昂，交货周期长 [15] - 在西藏等高海拔、自然条件恶劣地区，建设成本更高，工期不确定性增加 [16] - 高昂的初始投资成本与仍显不足的设备可靠性是行业规模化发展需要解决的关键难题 [6] 技术路线与降本探索 - 企业正在探索新的技术可能性以降低成本，如三峡集团哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，无需建造高耸吸热塔，模块化程度更高，被认为具有降本潜力 [23] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50MW提升至100MW甚至规划350MW，通过规模化进一步摊薄成本 [23] - 产业链企业聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [23] - 未来的竞争是“光伏+电池储能”与“光热（自带储能）”在系统成本和服务质量上的竞争 [23] 商业模式与价值定位转变 - 光热发电的盈利模式将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 [19] - 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 [24] - 新政核心在于为光热创造价值变现的通道，随着容量电价、辅助服务等补偿机制明确，光热项目综合收益有望提升 [25] - 当前光热项目的加速推进，很大程度上依赖于“一体化”模式下的政策性配置和地方政府对于提升新能源基地调节能力的诉求 [17] - 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 [20]

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]