近日，思瀚产业研究院发布《中国光热发电行业市场态势及投资策略咨询报告》。报告指出，全球各国政府通过设定可再生能源发电目标、延长可再生能源项目投资税收抵免等措施，为光热发电行业的发展提供了有力的政策支持。预计未来，中国、中东、南美和北非等新兴市场将成为全球光热发电市场的主要增长引擎。

从累计装机容量来看，全球光热发电市场规模呈逐步上升趋势，从2020年的6,690MW增长至2024年的7,900MW，年复合增长率为4.2%；预计到2030年市场规模将达到37,610MW，2025年至2030年复合年增长率为30.3%；到2035年进一步扩大到184,586MW，2031年至2035年的复合年增长率为38.6%。全球市场的增长主要来源于中国市场的大幅增长，伴随技术进步带来的经济效应和各项利好政策的逐步落地，中国光热发电装机规模未来将得到大幅上涨，推动全球市场的快速增长。

全球光热发电市场未来发展趋势

光热发电将在未来能源市场中发挥重要作用：可再生能源是指从自然资源中获得的能源，其补充率高于消耗率，包括风能、太阳能、水电、生物质能、地热能和海洋能等非化石能源。新能源是指传统能源之外的各种能源形式，包括风能、太阳能、海洋能、地热能、生物质能和氢能。尽管在范围上有所重叠，但两个概念定义不同。

根据国际可再生能源署(IRENA)预计，到2050年，可再生能源发电在全球总发电量中的占比将达到91%，年新增可再生能源发电装机容量将达到1,066GW/年，可再生能源发电投资需求将达到13,800亿美元/年，电网及灵活性投资需求将达到8,000亿美元/年。

光热发电对新能源的可持续发展至关重要，将作为未来能源结构的一部分，在能源市场中占据重要位置.光热发电可以与化石能源和其他能源互补，从而提供稳定可靠、清洁低碳、灵活高效的可调度电力。预计未来全球可再生能源的快速发展将为光热发电提供良好市场环境与投资基础。

光热发电将为全球碳减排作出重要贡献：伴随全球光热发电装机规模的持续上涨，未来光热发电将在全球碳减排中发挥愈加重要的作用.根据国际能源署(IEA)预测，在高可再生能源场景下，光热发电有望减少2.1Gt碳排放量。在国际能源署的基线情景中，全球能源部门的年碳排放量将从2011年的13.0Gt增加至2050年的22.0Gt；高可再生能源途径可以将总排放量减少到约为1.0Gt。由于IEA预测数据保留整数，这意味着潜在的减少量为22.0Gt，其中光热发电约占总减排量的9.0%—仅次于太阳能光伏和陆上风电。光热发电全生命周期度电碳排放远低于光伏发电，同样低于风力发电。

塔式光热发电装机容量持续增长：槽式光热发电最早实现商业化应用，尤其是在欧洲和美国，目前仍占全球光热发电总装机容量的多数。截至2024年底，槽式光热电站仍占全球装机容量的约73.8%（主要分布在欧洲和北美），而塔式光热电站占比约为21.6%。然而，由于塔式技术较低的平准化电力成本、更灵活的布局设计以及更强的环境适应性正在成为新建项目的首选。在中国，2022年至2024年已中标的光热发电项目中，塔式系统占比高达83.7%。自2016年之后，塔式系统已逐步成为全球新建光热发电项目的主流技术路线。

中国光热发电市场概览

第一阶段：2016–2020年，首批示范项目的产业化探索

2016年，国家能源局推动启动光热发电示范项目建设，以1.15元/千瓦时的固定电价政策，支持国内光热发电规模化应用。这批项目实际运行表现不一，但成功验证了在西北地区建设光热电站的可行性，初步形成产业链，推动相关技术规范和设计标准建立，基本实现了示范目标。2020年1月，中国发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确全面停止新能源补贴政策，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，尚未成熟的光热发电产业直接进入无补贴时代，发展随之陷入停滞。

第二阶段：2021–2024年，风光热储协同发展

2021年后，在“双碳”目标推动下，风光大基地项目建设进程加快，系统调节能力不足成为新能源发展的瓶颈，光热发电的调峰价值重新受到重视。在国家与地方政策支持下，“光热+”多能互补模式兴起，为光热行业带来新机遇。随着多个项目开工，技术创新加快，产业链日益成熟，主要设备基本实现国产化，我国在光热国际标准制定中也发挥主导作用。

光热发电平准化成本显着下降，从示范阶段的1.15元/千瓦时降至0.8–0.9元/千瓦时。然而，当前“光热+”项目中光热装机占比普遍偏低，对高比例新能源的支撑仍有限，还会增加电网调峰压力。在风电、光伏电价持续走低的背景下，“光热+”模式尤其是与光伏互补的项目，仍面临较大的经济挑战。

第三阶段：2024年至今，形成“青海模式”

面对“光热+”模式的发展挑战，从国家主管部门到市场主体均在积极探索可行路径。2024年，青海省优选了3座350兆瓦独立光热电站，全部采用调峰模式运行：日间低负荷运行为新能源消纳让路，早晚高峰满发，既缓解省内高峰时段外购电压力，也有助于解决“日盈夜亏”“夏丰冬枯”的电力结构性矛盾。

同年12月，青海省发改委发布《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》（青发改价格〔2024〕778号），明确独立光热示范项目上网电价为0.55元/千瓦时。“青海模式”通过科学优选机制，推动企业对标先进、提升电站性能、优化技术方案，最终形成具备行业示范价值的电站配置体系。

中国电力系统目前正在经历从传统模式向新型电力系统的转型。传统模式以煤电为主导，采用“源随荷动”模式，缺乏长期可持续性；而新型电力系统更强调“新能源为主体”，实现“源网荷储”协同互动。

大规模风光并网带来电力保供、电力支撑和灵活调峰三方面的挑战：

电力保供难度增加：目前中国的主要电量来源由高碳排放的火电（主要是煤电）提供。随着国家双碳战略的实施，中国火电建设空间将进一步压缩，而系统负荷仍在稳步增长，根据《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》统计，2030年、2060年中国电力系统最大负荷将分别达到18.2亿千瓦、27.4亿千瓦。

由于光伏、风电具有随机性、波动性、间歇性特征，随着光伏、风电装机渗透率的快速提高，电源侧不确定性增加，电力保障难度增大，特别是极端气候条件下的供电难度更大。为稳步构建以高比例可再生能源为特征的新型电力系统，迫切需要具有高可靠稳定供电的清洁低碳的灵活电源，保障电网的供电充裕度。

电力支撑风险增大：随着光伏、风电装机渗透率逐步提高，新型电力系统面临一系列安全性挑战：(1)光伏、风电大规模接入后，系统转动惯量降低，导致频率变化加快，越限风险增加；(2)光伏、风电机组动态无功支撑能力较常规电源弱，随着光伏、风电占比快速提高，系统动态无功储备及支撑能力急剧下降，系统电压稳定问题突出。

低碳、灵活调峰电源需求凸显：由于光伏、风电的出力曲线与用电负荷曲线并不匹配，随着光伏、风电发电量占比逐步提升，中国电力系统对于调峰电源需求日益突出。但受限于中国“富煤缺油少气”的资源禀赋，目前中国主要依赖煤电机组作为风电和光伏发电的调节支撑性电源。在新能源大基地项目中，可再生能源与煤电的装机容量比约为3:1，其中煤电发电量占并网总电量的50%。但煤电作为不可再生化石燃料，减排成本高且工艺复杂，无法满足低碳排放要求，且煤电调峰深度及调峰速度方面存在局限性，灵活性调节能力有限。

基于上述背景，中国新型电力系统对于低碳、灵活调峰电源需求较其他国家更为迫切。光热发电是唯一的兼具新能源发电与储能的成熟技术路线，天然具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性。此外，光热发电采用交流同步发电机来发电，涉网性能优越，在高比例可再生能源的新型电力系统中有着极强的优势。

出力连续稳定，提供电力供应保障：由于光热电站配置了大容量、低成本的熔盐储能，可实现24小时连续发电。以中广核新能源德令哈光热电站为例，该项目配置了9小时储能，实现了230天连续稳定运行。此外，光热电站装备与传统煤电一致的汽轮发电机组，可与化石燃料或生物质燃料配合，增加应急燃气炉或生物质炉，提高光热电站的保证出力。在极端天气下，光热发电以极低的新增投资即可成为可信电源，出力特性优于燃煤发电，平稳可控，从而可实现更优的性能、更低的排放替代燃煤发电装机容量，还能保证发电量中绝大部分仍是可再生能源，电力品质更优。

频率、电压稳定，天然具备电网友好性：未来可预计时间内，中国及全球电网仍将为交流同步电网。光热电站后端汽轮发电系统和煤电一致，可为系统提供转动惯量和无功支撑，快速平抑系统中出现的大小扰动，对于维持新型电力系统的频率、电压、功角稳定具有重要意义。

灵活调节，双向调峰，促进可再生能源消纳：光伏、风力等可再生能源发电严重依赖自然条件，具有间歇性和波动性的特点，大规模接入时，会对电网的安全稳定造成较大冲击。光热发电自带大规模储热系统，能够实现灵活调节和稳定输出。

同时，光热发电具备双向调峰能力，既可在用电高峰时段释放储存的热能进行发电，填补光伏夜间发电空白，又可在光伏发电过剩的午间主动降负荷运行甚至停机，并通过增加电热设备进行储能，有效减少弃风弃光。因此，光热发电不仅是可靠的清洁电源，更能为电网提供无功支撑和惯量支撑、频率调节等关键辅助服务，提升电网对高比例波动性可再生能源的接纳能力。

目前，煤电是中国电力系统中事实上最主要的调节电源。展望未来，技术进步将继续提高效率并显著降低成本，2035年平准化度电成本有望达到0.38元/千瓦时，接近全国平均煤电水平，已经低于东中部地区多数地区煤电水平，有望逐步替代煤电，提升可再生能源装机在发电总装机中的占比。

中国光热发电产业链由上游的原材料及设备供应商、中游的系统集成商与技术提供商，以及下游的电站运维单位和发电企业构成。

从原材料价格来看，中国玻璃平均价格自2022年1月1日的25.06元/平方米下降至2025年6月30日的13.82元/平方米，呈显着下行趋势，主要受建筑和房地产需求疲弱的影响。尽管2025年上半年日熔量保持稳定，生产企业库存仍升至335万吨，进一步抑制了价格回升。中国钢坯价格自2022年1月的4,270元╱吨下降至2025年6月的2,920元/吨，呈长期下行走势，主要受建筑需求疲软驱动。2022–2024年虽然供应有所减少，但库存仍然高位，限制了价格回升；进入2025年初，价格在谨慎采购和市场情绪低迷的背景下徘徊在多年低位。

中国光热发电运营模式主要分为独立电源模式和一体化联营模式两种，当前两种模式并存，适用于不同的应用场景。当光热电站在新能源大基地一体化联营项目中用于储能调峰时，投资方分别对光热电站与光伏/风力电站EPC承包方进行招标，推进项目实施。一体化联营电站联合调度，作为一个完整的系统对外供电，提供辅助服务，整体计算收益。然而，新能源大基地一体化联营项目中光热装机占比普遍偏低，对高比例新能源的支撑仍有限，还会增加电网调峰压力。

在风电、光伏电价持续走低的背景下，该模式尤其是与光伏互补的项目，面临较大的经济挑战。未来的主流模式将是独立电源模式。在作为独立电源时，光热发电站可通过上网电价、调峰辅助服务和CCER（中国核证减排量）交易获得收益。截至2024年底，为发挥光热发电在能源保供和灵活调峰中的作用，青海省优选了一批大容量独立光热发电项目，包括浙江可胜技术股份有限公司、中广核风电有限公司和浙江中光新能源科技有限公司等企业的项目入选。

中国光热发电成本分析与未来趋势预测

自首批光热发电示范项目启动以来，中国已累计建成838.2MW光热发电装机容量。截至2024年，中国光热发电的平准化度电成本已降至0.55元/千瓦时，较2016年首批示范项目的1.15元/千瓦时，下降了52.5%；在相同运营模式下测算，平准化度电成本进一步降至0.46元/千瓦时，降幅达60%，反映出行业积极健康的发展态势。

展望未来，随着光热发电电站单机容量持续扩大、规模化发展加速推进、模块化设计和建造更广泛应用、设备和系统设计不断优化以及运维能力持续提升，预计到2030年中国光热发电的平准化度电成本将降至0.45元.千瓦时。到2035年，随着产业规模发展和先进技术应用（如更高循环温度发电系统、更宽温域和更高工作温度的储热材料等），平准化度电成本有望进一步降至0.38元.千瓦时。

随着技术不断进步和成本快速下降，光热发电作为绿色经济可调度的能源形式，将在大型能源基地中逐步大比例替代燃煤发电。这一转变将有效提升基地绿电占比，并预计将带动项目开发热潮。中国光热发电市场累计装机容量已从2020年的538MW增长至2024年的838MW，年复合增长率达11.7%；预计到2030年将上涨至17,713MW，2025年至2030年年复合增长率达52.6%，到2035年将达到104,650MW，2031年至2035年间年复合增长率将达43.3%。

2025年至2030年，随着风光大基地项目集中并网，叠加青海、内蒙等省份政策的引领带动作用，光热发电市场将迎来一批装机潮。2030年后随着光热发电度电成本下降，光热电站项目经济性优势凸显，项目装机规模将保持高速增长。

中国光热发电行业发展初期，受技术不成熟和产业链不完善等因素影响，项目投资成本较高。随着光热发电技术持续进步和规模效应显现，单位千瓦投资成本稳步下降，市场投资和项目开发热情持续升温。从市场规模来看，中国光热发电市场规模（按收入计）已从2022年的19亿元增长至2024年的160亿元，年复合增长率达102.7%。收入规模的增长主要受益于项目建设规模的大幅增长。预计未来随着建设规模的爆发，到2030年收入规模将达到775亿元，2025–2030年间年复合增长率将达35.9%。