剑指1500万千瓦装机目标，光热发电要与煤电度电成本看齐

21世纪经济报道记者费心懿 实习生余名伟

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见（发改能源〔2025〕1645号）》（下称《意见》）。

《意见》明确了到2030年光热发电发展总体核心目标：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；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。

“光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。”国家能源局相关负责人在文件解读中提到。

然而当前，我国光热发展还面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升的问题。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向21世纪经济报道记者表示，目前光热发电最大的问题是规模偏小，规模不足导致投入有限、研发参与人员少，难以形成产业集群效应。要实现成本下降，核心依赖两大路径，一是技术进步，二是规模效应，二者缺一不可，这也是2030年目标达成的关键。

记者注意到，为破解光热发电发展瓶颈，《意见》提出了五点政策措施。一是强化规划引导；二是加强应用市场培育；三是支持系统支撑调节作用发挥；四是鼓励技术创新；五是完善政策保障。

2006年，我国科技部“863计划”启动光热发电相关研究，通过小规模试验、首批光热发电示范项目建设、光热发电与风光经济互补一体化发展，有效促进了成本下降和技术进步，不断为行业注入新的活力。

近年来，我国光热发电度电成本快速下降。电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下。

2024年底青海省独立光热发电竞争性项目，35万千瓦大容量高参数光热电站上网电价下降至0.55元/千瓦时左右。预计“十五五”中后期，随着光热发电规模化发展、技术装备创新应用和产品标准化程度提升，部分资源较好地区光热发电度电成本有望下降至0.4元/千瓦时左右。

林伯强在接受21世纪经济报道记者采访时表示，当前光热发电与煤电的成本差距仍较为显著，2030年实现度电成本与煤电基本相当的目标，需大量配套政策支持。

记者注意到，为实现成本持平目标，政策从技术、产业、规模三方面构建降本路径。

技术层面，将稳步推进30万千瓦等级光热电站建设，积累数据后向60万千瓦等级升级，通过高参数大容量机组提升发电效率、摊薄单位成本；同时聚焦高效聚光吸热、低成本长寿命储热材料、新型透平等核心领域，支持头部企业与科研机构组建研发联合体，突破关键技术瓶颈，全面提升核心技术自主化及装备国产化水平。

产业层面，推动光热产业园或产业集群建设，发挥产业链链长带动作用，促进上下游深度合作，通过产业集聚实现降本增效。

规模层面，通过大型能源基地配套、支撑调节型电站建设等多元场景拓展，以规模化开发进一步摊薄初始投资和运营成本，预计未来五年度电成本将再降30%以上，稳步向煤电成本区间靠拢。

林伯强进一步指出，光热发电具备独特优势，即无需额外配置储能，相当于是“光伏+储能”的一体化解决方案，若能将成本降至与煤电相近水平，将大幅解决新能源消纳难题。因为电力供应稳定后，就不存在消纳难的痛点，甚至具备替代煤电的潜力。

光热发电是绿色低碳且电网友好型电源，同时能够供暖、供蒸汽，应用市场覆盖发电与供热领域。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长桂小阳表示，我国光热发电产业起步相对较晚，但是在国家政策的引导和支持下，实现了“从无到有”的跨越。

自“十二五”规划开始，国家就开始推动光热发电项目。2016年，国家能源局发布了《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，正式启动了首批20个示范项目的建设，并且配套了具有竞争力的上网电价，对我国光热发电工程化应用起到了重大推动作用。

进入“十四五”国家又陆续出台了《关于完善太阳能热发电价格政策的通知》《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》等文件，并且鼓励在大型的风光基地中，配套一定比例的光热发电项目，有力促进了产业突破和规模化发展。

截至2025年10月底，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，占全球在建装机的90%以上。同时，我国光热发电技术路线齐全，技术水平处于国际先进行列，已基本形成自主知识产权，产业链发展基本完备，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。

《意见》指出，要发挥光热发电对新型电力系统的支撑与增强光热发电对新型电力系统的调节作用。

在支撑作用方面，光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身，可在调频、调压、黑启动和惯量响应等方面发挥关键作用，填补新能源占比提升后电力系统的支撑缺口，提高绿色可靠支撑容量比重。

在调节作用方面，依托大规模、低成本、高安全的储热系统，光热发电具备宽负荷调节范围和快速变负荷能力，能够实现深度调峰，有效平抑风电、光伏等波动性新能源的出力波动。《意见》鼓励光热电站配置电加热系统，参与电力市场并发挥长时储能功能，通过辅助服务获得额外收益。

为充分释放支撑调节潜力，《意见》提出了三大应用场景：一是在“沙戈荒”等大型能源基地中配套建设光热电站，提升基地调节能力和绿色电量占比；二是在负荷中心或新能源富集区建设以光热为主的支撑调节型电站，缓解电力保障压力；三是探索构建以光热为基础电源的源网荷储一体化系统，甚至在电网末端打造独立型系统，提升供电保障水平。通过这些场景落地，光热发电将成为破解新能源“消纳难、支撑弱”问题的关键抓手，为高比例可再生能源并网提供坚实保障。

水电水利规划设计总院党委委员、副院长张益国则撰文指出，挖掘光热发电基础保供电源潜力，要推动系统保供价值转化，提高可靠支撑容量比重，充分发挥深度调峰能力，从市场盈利角度探索光热发电运行模式。

《意见》从价格机制、收益渠道、交易参与等方面入手，构建公平有序的市场环境，让光热发电的系统价值充分转化为经济收益。

林伯强表示，从现状来看，我国光热发电的整体规模在全球处于领先地位，已具备一定技术优势。未来要推动产业壮大，一方面需要政府持续出台政策支持，另一方面更需吸引成千上万的企业进入该领域，通过扩大试点范围、推进商业化落地，以规模化发展摊薄成本，再结合技术迭代升级，最终实现成本与煤电持平、规模化替代传统能源的目标。