光热发电：破解成本难题，引领能源转型新路径

光热发电：破解成本难题，引领能源转型新路径

据国家统计局数据显示，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。

项目火热推进，政策东风劲吹，但光热发电这个被寄予厚望的产业，仍面临着初始投资较高、市场竞争能力偏弱等“成长的烦恼”。在新能源全面平价的时代，光热发电如何破解成本难题，实现规模化破局?

技术突破，弥补风电光伏短板

光热发电的过程分为三步：首先是聚光，通过成千上万面定日镜将阳光精准聚焦到高塔上;然后是烧“水”与存热，用聚光产生的高温加热熔盐，使其成为高温熔盐流体，将白天收集的能量储存起来;最后是发电，当需要用电时，用高温熔盐加热水产生蒸汽，驱动汽轮机发电。

“简单来说，光热发电设备就是一个巨型‘太阳能炉灶+热水壶+蒸汽机’组合体。”中国能建西北院新疆哈密“光(热)储”1500兆瓦基地光热项目设计总工程师王鑫说。

“与光伏发电相比，光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好的特性。”浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥说，光热发电自带高安全、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。

技术路线不断完善，推动产业升级

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。我国光热发电电站单位千瓦建设成本，也从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。

“通过示范项目的锤炼，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。”中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会秘书长杜凤丽说。

政策支持，助力光热发电跨越成本关

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，虽较早期下降，但仍是同等规模光伏电站的约3倍。在当前平价上网条件下，光热发电按当地煤电基准电价上网大多亏损。

《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”，被业界视为重要的政策突破。

技术创新仍是降本的根本途径。行业正通过扩大单机规模、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。

随着成本下降和政策完善，光热发电的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，光热发电正在从“备用选项”变为“关键支撑”。