光热发电迎来新一轮政策力挺。国家发改委、国家能源局12月23日公布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》(下称《若干意见》)，提出到2030年，我国光热发电发展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。

同光不同命，是过去十余年国内光热发电被光伏发电远远甩开、坎坷发展史的真实写照。

从2007年国家发改委发布《可再生能源中长期发展规划》到2017年，我国光伏发电度电成本累计下降约90%，2021年起正式步入平价上网。2006年，全国累计光伏装机规模仅8万千瓦，截至今年10月底，光伏发电累计装机已达11.4亿千瓦，占发电总装机比重达30%左右。除了市场规模，中国光伏发电的制造能力、技术创新能力在全球一骑绝尘。

同样是太阳能利用，光热在发电系统中所占份额甚至可以忽略不计。据澎湃新闻梳理，历史上光热也曾迎来高光时刻、被寄予厚望，却始终不温不火。

技术原理上，太阳能热发电是一种可集中规模化发电的清洁能源利用方式。它将太阳的直射光聚焦采集，通过加热水或者其他介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统的热力循环相同的过程，即形成高压高温的水蒸气来推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化成为电能。

上世纪70年代的石油危机曾催生全球最早一批光热发电站。与光伏发电相比，光热发电的优势在于：通过热储存技术，能够提供稳定的电力供应能力，具备调频、调峰能力，对电网冲击很小;系统效率高，发电成本低;可以与传统热电站结合，形成联合发电模式;规模效益显著等。

2016年，国家发改委、国家能源局相继发布文件，核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦。这一政策极大激发了国内光热发电市场的活力，但受制于核心技术不成熟、电站建设和发电成本长期居高不下等掣肘，示范项目建设屡屡受挫，光热始终未能“热”起来。

财政部、国家发改委、国家能源局2020年1月联合出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

这一重大政策调整，令艰难起步的光热发电提前“断奶”，发展势头受到明显影响。截至2022年底，国内并网发电光热发电示范项目9个，总容量仅55万千瓦。

2023年4月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

然而，根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等机构发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》，截至2024年底，中国建成光热发电累计装机容量838.2MW(即83.82万千瓦)，在全球占比10.6%。

这一数字无论相较于2016年首批示范项目的规划装机还是2023年的政策目标，都相距甚远。光热新政提出的2030年1500万千瓦目标，相当于去年底已建成体量的近18倍。

坐落于新疆哈密伊吾县的新疆哈密50兆瓦熔盐塔式光热发电站。

国家能源局有关负责人在《若干意见》答记者问中表示，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。经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，已建成全球领先的光热发电产业链，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，已初步具备规模化发展的基础。但另一方面，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。

在降低光热投资和发电成本、市场培育方面，《若干意见》提出支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地，开展光热电站项目建设;建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，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;探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统等。

《若干意见》支持配置电加热系统的光热电站通过电力系统发挥长时储能功能获得收益，推动在运光热项目开展调度响应和参与辅助服务市场探索;支持符合条件的光热发电项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)、资产支持证券等方式盘活存量资产;鼓励相关省区制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，明确符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿，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。

屡次不及预期之后，再获政策力挺的光热产业，能否真正迎来规模化发展黄金期?

能见度注意到，至少与此前相比，无论是电力系统对光热发电支撑调节能力的需求、光热发电的技术水平和度电成本等条件，都已显著不同。

随着新能源逐渐成为主体电源，电力系统供需两侧的精准匹配直面越来越严峻的挑战。调节资源，正变得越来越紧缺，也越来越值钱。光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量。

能见度此前从中国电力企业联合会光热分会成立大会上了解到，截至2025年9月底，我国已建成光热发电站21座，装机容量157万千瓦，位居全球第三;在建项目30座，装机容量310万千瓦，中国已成为全球光热发电新增装机的主力。中国广核新能源控股有限公司党委委员、副总经理丁业良在会上表示，预计“十五五”期间，光热发电造价还将进一步下降，产业竞争力将进一步增强。目前，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，并建成了全球领先的光热发电全产业链，技术装备国产化率超过95%，关键材料设备实现自主可控。

水电水利规划设计总院党委委员、副院长张益国近日撰文称，我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区。上述省区电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题，应结合资源条件和电力系统结构，因地制宜明确光热发电项目建设规模、布局，提升光热发电对电力系统的支撑调节能力。同时，结合区域产业发展需要，提出光热发电与产业发展协同布局的发展方案。《意见》提出1500万千瓦左右的装机目标，目标装机的如期实现，将有利于提升系统调节能力，助力风电光伏消纳，带动产业进步。

张益国表示，光热发电初始投资和成本仍处于较高水平，在现行电力市场环境下难以实现平价上网，尚不具备完全市场化开发的条件。为推动其规模化发展，有必要在政策支持、公平参与电力市场、项目激励机制、环境权益市场、要素和组织保障等方面给予引导和适度的政策支持，为光热发电规模化发展创造良好环境。