2025年12月23日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《意见》），不仅明确了光热发电在新型电力系统中的关键支撑地位，更以“规模化、市场化、自主化”为目标，构建了从顶层规划到落地保障的完整政策体系，为光热发电的规模化发展提供了行动指南。

核心目标：1500万千瓦总装机+煤电平价

★规模目标：到2030年光热发电总装机规模力争达1500万千瓦。

当前我国光热发电总投运装机约1700MW，预计今年年底前将有多个项目并网投运，但距离1500万千瓦的目标仍差距巨大，这意味着“十五五”期间每年新增光热发电并网装机需达到250万千瓦以上。

★成本目标：度电成本与煤电基本相当。

当前我国煤电度电成本约0.3~0.4元，以青海光热发电示范（试点）项目0.55元/kWh电价为参照，需再降40%左右。

★技术目标：实现国际领先、完全自主可控。

逐步推动高参数大容量技术推广：稳步推进30万千瓦等级光热电站建设，为后续推动60万千瓦等级光热电站建设积累基础数据。

开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。

★产业目标：实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域国际竞争优势产业。

积极构建完整产业链条，充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游深度合作。

探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设；

在重点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发展促进光热产业降本增效。

积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际合作水平。

回溯光热发电的电价下降历程，从首批示范项目1.15元/kWh电价到2024年底青海光热发电示范（试点）项目0.55元/kWh，新的电价目标并非“空中楼阁”——通过“规模效应降本+技术创新提效+政策保障增收”的组合拳，1500万千瓦装机与“煤电平价”的宏伟目标具备实现的可行性，并将带动上下游产业形成新的新能源产业经济增长点。

“五大抓手”构建规模化发展路径

《意见》以“可落地、可操作”为原则，从“整体规划、市场拓展、价值体现、技术创新、政策保障”五大维度提出具体举措，形成“目标-路径-保障”的闭环：

1、规划引导：锚定“资源+区域+产业”协同布局

避免“盲目建设”，《意见》强调“科学布局”是前提：

资源普查先行：整合太阳能、国土、地形、水资源数据，建立“光热发电资源数据库”，明确内蒙古、甘肃、青海、新疆、西藏等重点省区的优势资源区域，提前做好场址保护与要素保障；

区域布局适配：鼓励各省结合“生态环保要求+电力需求+电热耦合需求”编制规划，例如“沙戈荒”基地侧重外送型光热电站，负荷中心区域侧重本地消纳的大容量电站；

产业协同联动：推动光热发电与“高载能产业”深度绑定，例如与矿产冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂结合，通过“绿电直连+源网荷储”实现就近消纳，提升可再生能源利用效率。

2、市场培育：打造“三大应用场景”，拓展需求端

需求是规模化的基础，《意见》明确三类核心应用场景，为光热发电开辟增量市场：

大型能源基地配套：在“沙戈荒”外送基地、水风光外送基地中“按需配置”光热电站，优化基地调节能力、降低度电碳排放；

支撑调节型电站建设：在电力缺口大、调峰需求强的区域，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；

源网荷储一体化探索：在光热资源富集区，构建以光热为“基础电源”，联合风电、光伏、新型储能的源网荷储系统，甚至在电网末端探索“独立型系统”，提升偏远地区供电保障水平。

3、价值释放：让“支撑调节能力”转化为“市场收益”

光热发电的核心优势是“系统支撑”，《意见》首次明确“价值转化路径”：

释放支撑作用：鼓励光热电站发挥“调频、调压、黑启动、惯量响应”功能，挖掘其“绿色低碳基础保供电源”潜力，推动系统保供价值转化为收益；

强化调节收益：利用光热“宽负荷调节+快速变负荷”能力参与深度调峰，支持配置“电加热系统”的电站发挥“长时储能”作用，通过辅助服务市场获取收益；

提升项目效能：加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响应能力，积极推动在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。

4、技术创新：以“高参数+国产化”突破降本关键

技术是降本的核心驱动力，《意见》聚焦“高参数、关键装备、产业链协同”三大方向：

高参数大容量推广：在资源适宜区域稳步推进30万千瓦等级光热电站，积累数据后向60万千瓦等级升级，通过“规模效应+技术升级”提升效率；

关键技术攻坚：支持头部企业与科研机构组建“研发联合体”，重点突破“高效聚光吸热、长时高温储热、新型透平、高精度定日镜”等核心技术，推动低成本长寿命储热材料、大开口槽式集热器等装备国产化；

产业链协同升级：打造“光热产业园/产业集群”，推动“强链补链”，同时探索“光热+煤电耦合降碳”技术，拓展应用边界。

5、政策保障：从“投融资+市场化机制+要素”三维护航

为确保举措落地，《意见》设计了多维度保障机制，解决“钱、市场、土地”等实际问题：

投融资创新：支持光热项目发行“基础设施REITs、资产支持证券”，盘活存量资产，缓解初始投资压力；

市场化机制：鼓励地方制定“光热参与电力市场细则”，明确“可靠容量补偿”，支持参与跨省跨区交易、辅助服务市场；

绿色收益提升：统筹绿证、CCER（国家核证自愿减排量）市场，项目可自主选择收益来源（例如选绿证则不重复享受CCER），提升绿色资产价值；

要素保障：在风光大基地、产业园中“预留光热场址”，集热场区用地可通过“租赁”方式取得，降低土地成本。

核心政策突破：首提“可靠容量补偿”

相较于以往政策，《意见》在政策方面的最大突破是：首提“可靠容量补偿”，直击产业发展的核心堵点：

光热发电的“调峰、惯量支撑”等功能属于“系统公共服务”，此前缺乏明确补偿机制。《意见》提出“对符合条件的光热容量按可靠容量给予补偿”，并鼓励地方探索“可靠容量评估方法”，未来将与国家层面机制衔接。这打通了“功能价值”到“市场收益”的通道，有望为光热电站提供稳定收益来源。

可靠容量是指在电力系统关键负荷时段（如用电高峰、极端天气、新能源出力骤降等电网最需要保供的场景），电源能够按照电网调度指令，稳定、持续、可预测地提供的电力出力规模，是衡量电源的“实际保供能力”的关键指标。

光伏白天能发电，但夜间（关键负荷时段之一）出力为0，因此其可靠容量极低。光热发电的可靠容量并非固定值，主要影响因素为“储热能力”，储热时长越长，比例越高。因此，配置更高储热时长的光热电站理论上能够获得更多的可靠容量补偿收益。

总之，《意见》是针对光热发电这一特定技术路线发布的系统性、纲领性的规模化发展政策。它标志着光热发电结束了多年的示范探索阶段，正式被纳入国家新能源发展的主体战略，其角色定位从“补充”升级为新型电力系统中不可或缺的关键支撑技术。未来五年的“十五五”时期，光热发电将迎来一个新时代！