初春的青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市，氣溫仍在零下徘徊，但記者行至該市西北邊緣的中國廣核集團有限公司（以下簡稱“中廣核”）德令哈200萬千瓦光熱儲一體化項目建設現場，看到的卻是一派熱氣騰騰的繁忙景象。這里既是國務院國資委戰略性新興產業的“百大工程”之一，也是目前國內在建單機容量最大、調峰能力最強的光熱項目。

與常見的光伏發電相比，光熱發電（即太陽能熱發電）似乎還并不為人們所熟知。然而，無論是從應對光伏發電的間歇性和不穩定的現實需求出發，還是在新形勢下加快構建新型電力系統的總體要求下，光熱發電顯然有了更多的“用武之地”。

今年1月1日正式實施的《中華人民共和國能源法》明確提出，要“積極發展光熱發電”。《證券日報》記者近日從國家能源局了解到，“加大光伏治沙、光熱項目建設力度”已成為其2025年度重點任務之一。

接受《證券日報》記者采訪的業內專家認為，隨著我國風電和光伏發電的裝機容量比重不斷提高，電力系統對儲能和調峰的需求愈加迫切。而光熱發電這種具有靈活調節和系統支撐能力的可再生能源發電技術，隨著未來其規模化發展并輔以光熱容量電價政策扶持，將更好地助力新型電力系統建設與電網穩定安全發展。

新項目“整裝待發”

德令哈，這座蒙古語意為“金色世界”的城市，旭日之下，記者站上中廣核德令哈50兆瓦光熱示范項目（位于德令哈市的另一重點項目）的觀景臺向下俯瞰，一排排拋物面槽式集熱器整齊排列，由此匯聚形成的2.46平方公里藍色“海洋”，正追逐著太陽的運行軌跡，“貪婪”地吸收著太陽的能量。

作為國家能源局首批20個光熱示范項目中第一個開工建設、第一個并網投運、第一個商業化運行的項目，中廣核德令哈50兆瓦光熱示范項目是全球海拔最高的槽式光熱電站，其配置了190個槽式集熱器回路，9小時熔鹽儲能發電系統，主要采用槽式聚光集熱+熔鹽儲能的技術路線。

“簡單來說，該項目的運行原理是通過聚光鏡追蹤太陽，進而將投射在鏡面的太陽光反射至集熱器中間的集熱管上，再通過加熱傳導介質產生蒸汽，最終實現蒸汽發電。”中廣核德令哈公司運行部經理段明浩告訴記者，汽輪機發電機組可以實現24小時不間斷發電。

從2018年6月30日實現首次并網，到2018年10月10日實現商業發電，中廣核德令哈50兆瓦光熱示范項目不僅成功填補了我國大規模槽式光熱發電技術的空白，使我國正式成為世界上第八個擁有大規模光熱電站的國家；2024年，其等效利用小時數達2824小時，位列全國第一，完成了太陽能熱發電從科技創新示范到工程實證應用再到產業化推廣的過程。

基于該項目的成功經驗以及對未來光熱產業廣闊發展前景的預判，中廣核在該項目約30公里之外的德令哈市西出口光伏光熱產業園內，正在加碼建設國內在建單機容量最大、調峰能力最強光熱發電系統——中廣核德令哈200萬千瓦光熱儲一體化項目。

中廣核太陽能德令哈有限公司副總經理蹇釗告訴記者，該項目總投資約100億元，分兩期建設。其中，以20萬千瓦光熱發電與80萬千瓦光伏發電組成的一期項目，將于2025年年底完成投資。

記者在項目建設現場看到，一期20萬千瓦光熱項目混凝土結構的吸熱塔、主廠房已順利封頂，已安裝完成的14000余面定日鏡已延綿至天際，隨時“整裝待發”。

多家央企爭相入局

兼具調峰電源和儲能雙重功能的光熱發電，并非一個新鮮技術，最早可追溯至上世紀80年代。但相比來說，我國光熱發電技術總體起步晚于國外，技術積累和儲備亦不成體系。

據悉，自2010年亞洲首座塔式太陽能光熱發電站在北京延慶動工以來，國家太陽能光熱聯盟數據顯示，截至2015年底，我國光熱發電累計裝機容量僅為13兆瓦。但同是利用太陽能，國家能源局數據顯示，截至2015年底，我國光伏發電累計裝機容量4318萬千瓦，成為全球光伏發電裝機容量最大的國家。而截至2024年底，全國光伏發電裝機容量已驟增至8.86億千瓦。

不過，隨著近年來我國光伏發電的持續躍升，其自身具有的波動性、隨機性、間歇性等問題也日益凸顯。此時，在同等裝機規模下，發電效率和電源穩定性都遠勝光伏的光熱發電迎來發展契機。

為推動我國太陽能熱發電技術產業化發展，2016年9月份，國家能源局發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，確定了首批20個太陽能熱發電示范項目，總計裝機容量134.9萬千瓦。同年，國家發展改革委發布的《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》（以下簡稱《通知》）明確，核定全國統一的太陽能熱發電（含4小時以上儲熱功能）標桿上網電價為每千瓦時1.15元（含稅）。

而后，《太陽能發展“十三五”規劃》和《“十四五”現代能源體系規劃》均明確要“積極發展太陽能熱發電”。

“光熱發電作為唯一的兼具新能源發電與大容量儲能的成熟技術路線，能夠將波動的資源轉化為穩定的能量儲存并實現有效利用，天然具有電力輸出穩定、可靠、調節靈活的特性。”國家能源太陽能熱發電技術研發中心主任尹航在接受《證券日報》記者采訪時表示，在“雙碳”目標下，隨著新一代電力系統的加速構建，我國需要大力發展光熱發電這樣具有大規模儲能和電網同步機特性的電源，一方面逐步替代火電等高碳能源，另一方面還可作為可再生能源的入網調節手段，作為可再生能源高占比電網的重要支撐。

2023年國家能源局出臺的《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》明確提出，力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。

《2024中國太陽能熱發電行業藍皮書》顯示，截至2024年底，我國建成光熱發電累計裝機容量838.2兆瓦，在全球占比提升至10.6%。目前我國在建光熱發電項目34個，總裝機容量3300兆瓦；規劃光熱發電項目37個，總裝機容量約4800兆瓦。

《證券日報》記者梳理發現，在上述34個在建光熱發電項目中，除中廣核外，還可看到多家央企的身影。例如，含100兆瓦光熱裝機的三峽新能源哈密100萬千瓦“光熱+光伏”一體化綜合能源示范項目；含100兆瓦光熱裝機的國家電投集團河南電力有限公司“光熱+光伏”一體化項目；含100兆瓦光熱裝機的大唐石城子100萬千瓦“光熱+光伏”一體化清潔能源示范項目；含100兆瓦光熱裝機的國投若羌縣10萬千瓦光熱儲能配套90萬千瓦光伏市場化并網發電項目；含150兆瓦光熱裝機中能建哈密“光（熱）儲”多能互補一體化綠電示范項目等。

成本困境亟待破解

歷經十余年發展，光熱發電作為光伏之外的太陽能利用又一重要技術領域，不僅愈發受到政策面重視，裝機容量的快速增長也引來眾多企業爭相入局。

國家太陽能光熱聯盟根據企業名稱、企業經營范圍、企業簡介、品牌產品、企業續存等5個要素查詢后顯示，我國光熱發電產業鏈單位約441102家。從注冊時間來看，注冊十年以上的企業達到23153家，注冊3年至5年的約67653家，注冊1年內的企業有129401家，最近3個月注冊的與太陽能熱發電業務相關的企業達到39510家。

目前來看，盡管業內已就光熱發電步入規模化發展形成一定共識，但成本等問題在一定程度上阻礙了產業規模效應的進一步釋放。

比如，盡管前述《通知》對于2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發電項目，按照每千瓦時1.15元（含稅）執行標桿上網電價（即補貼電價），但2021年國家發展改革委發布的《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》中重新明確，2021年起，新核準（備案）海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。

“一般來說，光熱電站前期投資是光伏電站投資的數倍，而在沒有國家電價政策和補貼的情況下，或在一定程度上抑制企業對光熱電站的投資積極性。”尹航表示。

一位不愿具名的能源領域業內專家表示，總的來看，光熱發電目前尚處于發展初期，度電成本依然較高，并不具備同經歷了數十年補貼發展的風電、光伏平價的條件。

在尹航看來，地方政府在組織多能互補一體化項目時，由于光熱部分單位投資較高，“光熱+”模式普遍存在光熱減配、裝機比例過低等問題，因此光熱無法完全滿足項目調節需求，光熱作為理想的低碳調節電源未能得到充分發展。

面對當前光熱產業發展狀況，尹航建議，未來或可參考煤電和抽蓄電價機制，同步建立光熱兩部制電價機制。即電量電價由競爭方式形成，與電力市場建設進度相銜接；容量電價由政府核定，容量電費通過系統運行費疏導。