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随着“双碳”战略的深入推进，我国风光新能源装机规模持续高速增长。截至2025年11月底，全国风光发电累计装机已达17亿千瓦以上，风光发电渗透率已超20%。在此情景下，风光出力的间歇性和波动性，对电力系统支撑调节资源的需求快速增加。

光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，可以为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，是实现新能源安全可靠替代的重要手段。

锚定碳达峰和2035年国家自主贡献目标，新能源扩量增质需要不断提升系统友好性，推进光热发电规模化发展是其中一个重要路径。在此背景下，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《若干意见》），推动光热发电规模化、高质量发展和多场景融合创新应用，对行业发展和新型电力系统建设具有重要意义。

一、耦合长时热储能和系统调节性能，光热发电是新型电力系统稀缺的安全可控绿色电源

目前，我国光热发电已建成规模162万千瓦，在建装机规模270万千瓦（占全球在建装机的90%以上），项目储热时长大多在6小时以上。其中，单站最大装机35万千瓦，配置长达14小时的储热系统，可实现24小时连续提供稳定可靠、安全可控的“绿电”。

光热发电耦合的长时储热能力与同步发电机功能，使其能够像煤电机组一样，为电力系统提供宝贵的转动惯量、调峰、调频和电压支撑服务。同时，光热发电出力调节范围更宽，启停灵活，爬坡和压负荷速率为煤电机组两倍以上，系统友好特性显著。

光热发电集太阳能发电、长时储能和系统调节“3合1”功能于一体，是新型电力系统中十分稀缺的重要技术装备和基础设施。《若干意见》提出充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用，具有现实必要性。

二、彰显多重技术优势，发掘光热电站多维度投资回报

光伏发电与光热发电是两种不同的太阳能发电技术路线。《若干意见》明确指出，光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，无需像光伏发电那样额外配置大规模煤电、水电、抽水蓄能、电池储能或调相机等设施。

支撑光热发电实现“3合1”功能的背后，是高精度大规模镜场自动聚光、高温吸热与换热协调控制、大容量安全储能、快速负荷调节以及融合AI技术的高度数智化控制体系。

按当前技术成本测算，对于储能时长12小时以上的光热发电项目（含CCER），其度电成本较“光伏发电+磷酸铁锂电池储能+调相机”技术路线低约0.24元/千瓦时。因此，推动光热发电规模化发展，不仅具有技术价值，也具备显著的经济价值。

在价格政策上，应参照煤电相关政策，给予光热发电容量电价支持。实施容量电价后，项目投资回报将更加稳定，有助于吸引资本、技术和人才加速进入该领域，形成“规模扩大—成本下降—竞争力增强—再扩张”的良性循环。同时，应逐步开放光热发电参与电力现货市场、辅助服务市场和中长期交易，让高品质绿电实现合理溢价。

三、碳足迹因子低，光热发电具备显著环境与生态优势

为落实“双碳”战略，2026年起我国将实施碳排放双控政策。根据《2023年电力碳足迹因子数据》，光热发电的碳足迹因子为0.0313 kgCO₂e/kWh，低于煤电、光伏和风电。

这源于光热发电全生命周期的低碳特性：建设阶段碳排放可控，运行阶段零燃料消耗、零直接排放，退役阶段材料可回收率高、环境影响小。

在大型能源基地合理配置光热发电，有助于提升风光外送能力、提高绿色电量占比，并显著降低基地平均度电碳排放水平。在碳市场和碳排放双控背景下，光热发电的绿色溢价理应获得合理回报。

四、规模化发展带动储热技术进步，展现广阔应用前景

国际能源署数据显示，全球约60%—70%的能源最终以热能形式散失或利用。我国煤电平均热效率仅35%—40%，大量能量以废热形式损失，储热技术因此成为新型能源体系中的重要课题。

热储能具备大规模、长时长、低成本、高安全和环境友好等优势，是长时储能的重要技术方向。光热发电的持续发展，将推动熔盐、储热泵、换热器、电加热系统等关键装备和技术创新，带动工业节能、煤电灵活性改造、跨季节储热和清洁供热等领域升级。

《若干意见》推动光热发电规模化发展，将加速储热与换热技术进步，对新型能源体系建设产生深远影响。

结语

总体来看，《若干意见》的出台，是推动能源革命、构建清洁低碳、安全高效新型能源体系的必然选择。面向2030年光热发电装机规模力争达到1500万千瓦、度电成本接近煤电、技术水平国际领先的目标，需要在技术创新、模式创新、政策机制和市场建设等方面协同发力，为光热发电高质量发展夯实制度基础。