中國儲能網(wǎng)訊：2025年年底，在中國西北廣袤的荒漠和高原上，一場與時間賽跑的“并網(wǎng)沖刺”正在多個光熱項目中同步上演。
11月下旬，國家能源集團敦煌“光熱+”一體化項目100兆瓦（MW）光熱部分全面進入安裝階段。
在新疆，11月初，大唐石城子100萬千瓦“光熱+光伏”一體化項目中的100MW光熱部分聚光集熱系統(tǒng)完工，轉(zhuǎn)入調(diào)試；同在11月，新華發(fā)電博州100MW光熱項目定日鏡安裝完成94%，全面轉(zhuǎn)入分系統(tǒng)調(diào)試，沖刺12月底并網(wǎng)。
三峽能源青海直流二期100MW光熱項目則在11月多次實現(xiàn)滿負荷穩(wěn)定運行。
這一波沖刺的背后，是政策層面為光熱發(fā)展亮起的多個綠燈。
11月25日，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布通知，明確對國家示范光熱項目優(yōu)先小時數(shù)按批復(fù)保障收購。
11月28日，青海省發(fā)改委發(fā)布的首批綠電直連試點項目清單中包含了光熱項目。
11月，海南電力交易中心印發(fā)的《海南省增量新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制競價實施細則》明確，2025年6月1日前已明確電價的光熱項目不納入機制電價競價主體范圍。
海南省發(fā)改委一位人士對經(jīng)濟觀察報說：“（該細則的）核心考慮是給早期明確投資預(yù)期的項目提供保障，一批已確定技術(shù)路線和商業(yè)模式的光熱項目，基礎(chǔ)收益的確定性也獲得了保障?！?/span>
更為關(guān)鍵的頂層設(shè)計也在11月落地，國家發(fā)展改革委、國家能源局當月聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》（下稱“指導意見”），首次從國家層面明確提出，光熱發(fā)電可通過輔助服務(wù)、容量電價等方式兌現(xiàn)其調(diào)峰價值。
一系列密集的項目推進與政策落地表明，曾被成本和技術(shù)難題困擾的光熱發(fā)電，正憑借其長時間儲能和同步發(fā)電機特性，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略需求中，找到定位，從示范探索邁向規(guī)模化開局的新節(jié)點。
經(jīng)濟觀察報在采訪中獲悉，光熱項目的提速并非一片坦途。高昂的初始投資成本與仍顯不足的設(shè)備可靠性，是行業(yè)規(guī)?；l(fā)展需要解決的關(guān)鍵難題。
上述海南省發(fā)改委人士對經(jīng)濟觀察報表示，即便在政策支持下，如何實現(xiàn)從政策性驅(qū)動到經(jīng)濟性驅(qū)動的根本性跨越，考驗著行業(yè)的長期可持續(xù)發(fā)展能力。
年底并網(wǎng)沖刺
11月下旬，新疆哈密大唐石城子項目現(xiàn)場，一名負責調(diào)試的企業(yè)工程師在電話中對經(jīng)濟觀察報說：“現(xiàn)在是最關(guān)鍵的調(diào)試沖刺期，所有人都在連軸轉(zhuǎn)，目標是年底前實現(xiàn)并網(wǎng)?！?/span>
11月17日，該項目剛剛完成蒸汽吹掃這一關(guān)鍵節(jié)點。同樣在新疆，新華水力發(fā)電有限公司博州項目，目標直指12月底倒送電并網(wǎng)。
青海的“戰(zhàn)場”同樣火熱。
三峽能源青海直流二期100MW光熱項目，在11月多次實現(xiàn)滿負荷穩(wěn)定運行，標志著這一標志性項目從建起來到穩(wěn)下來的進展。
更早的9月25日，青海海南、海西基地青豫直流外送項目的光熱部分，已啟動高溫熔鹽儲罐化鹽工作，進入熱力系統(tǒng)調(diào)試關(guān)鍵階段。
在海拔更高的西藏，項目建設(shè)承載著更多意義。11月20日，那曲市委干部一行赴西藏開投安多縣土碩100MW光熱+800MW光伏一體化項目調(diào)研，該項目100MW光熱部分的吸熱塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度。
西藏自治區(qū)能源局相關(guān)負責人曾公開表示，在西藏這樣生態(tài)脆弱、電網(wǎng)薄弱的地區(qū)，光熱發(fā)電的穩(wěn)定輸出和儲能特性，對于保障電力供應(yīng)、減少對化石能源依賴具有戰(zhàn)略價值。
一名能源央企人士劉鑫分析，這股沖刺浪潮的背后，有一條清晰的邏輯主線：2025年三季度以來，從國家到地方層面，對光熱在新型電力系統(tǒng)中定位的認可和支持政策日趨明朗，特別是11月國家層面指導意見的出臺，為光熱的價值變現(xiàn)打開了市場通道預(yù)期。
在劉鑫看來，這極大地提振了企業(yè)在年底前完成項目主體工程、鎖定政策利好的積極性。同時，西部地區(qū)的有效施工窗口期即將因嚴寒而關(guān)閉，搶在冬季前完成室外安裝和關(guān)鍵調(diào)試，是保障項目工期的現(xiàn)實需要。
據(jù)《中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書2024》統(tǒng)計，截至2025年初，我國在建光熱發(fā)電項目超過30個，總裝機容量約310萬千瓦。如今，這些項目中的相當一部分，正匯聚在2025年底至2026年初這個時間節(jié)點上，試圖將圖紙和鋼筋水泥轉(zhuǎn)化為實實在在的并網(wǎng)發(fā)電能力。
中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司在光熱設(shè)計領(lǐng)域市場占有率領(lǐng)先，其專家在接受行業(yè)媒體采訪時曾分析，2025年至2026年將是國內(nèi)首批大規(guī)?！肮鉄?新能源”一體化項目集中投產(chǎn)的驗證期，其實際運行效果將對行業(yè)后續(xù)發(fā)展產(chǎn)生深遠影響。
“硬骨頭”
盡管政策東風已至，項目如火如荼，但經(jīng)濟觀察報聯(lián)系多個光熱項目后獲悉，高昂的成本與設(shè)備可靠性的挑戰(zhàn)，仍是行業(yè)需要啃下的硬骨頭。
參與光熱項目EPC（工程總承包）的企業(yè)負責人劉海潮對經(jīng)濟觀察報說：“造價依然是光伏的3倍左右，這是最現(xiàn)實的門檻之一。”
根據(jù)《中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書2024》的數(shù)據(jù)，一個100MW、8小時儲熱的塔式光熱電站，單位千瓦造價目前在1.2萬到1.7萬元人民幣之間。作為對比，同期大型光伏電站的單位千瓦造價已普遍降至3000元至4000元人民幣，成本差距顯著。
成本高企的背后，是技術(shù)密集和材料密集的產(chǎn)業(yè)特性。
一名負責光熱項目采購的國企負責人舉例稱：“看起來國產(chǎn)化率超過95%了，但一些最核心、工況最嚴苛的部件，我們心里還是更傾向于進口品牌，哪怕貴、哪怕交貨期長。”
他解釋，進口關(guān)鍵設(shè)備如高溫熔鹽泵、閥門等，采購成本和維護費用高昂，且交貨周期受國際供應(yīng)鏈影響大，但為了保障電站首年運行的可靠性，有時不得不做此選擇。
這種對可靠性的極致追求，在自然條件惡劣的項目地更被放大。
在西藏安多縣，海拔超過4700米，高寒缺氧，年有效施工期短。施工方不僅需要應(yīng)對混凝土養(yǎng)護等特殊技術(shù)難題，還需為所有設(shè)備和管道配置極厚的保溫層，并解決極端低溫下的防凍問題，這些都直接推高了建設(shè)成本和增加了工期的不確定性。
上述負責光熱項目采購的負責人所在團隊測算，現(xiàn)階段光熱的平準化度電成本（LCOE）仍在0.7元/千瓦時以上，是同期光伏成本的2到3倍。這意味著，在當前的電力市場環(huán)境下，如果沒有針對其調(diào)峰、儲能等系統(tǒng)價值的額外補償機制，光熱電站參與市場化競爭將非常困難。
國家發(fā)展改革委、能源局11月10日的《指導意見》指明了容量電價、輔助服務(wù)等價值兌現(xiàn)路徑，但具體如何量化、如何交易、收益多少，尚未有成熟的細則和市場價格形成機制。多位受訪業(yè)內(nèi)人士指出，該《指導意見》是頂層設(shè)計框架，具體的交易規(guī)則、補償標準等實施細則，有待各地在后續(xù)電力市場建設(shè)中探索和明確。
因此，當前光熱項目的加速推進，很大程度上仍依賴于“一體化”模式下的政策性配置和地方政府對于提升新能源基地調(diào)節(jié)能力的訴求。另一名參與中廣核光熱項目建設(shè)的人士對經(jīng)濟觀察報分析認為，企業(yè)面對的是一個復(fù)雜的等式：一邊是看得見但巨額的初始投入和運維成本，另一邊是尚未完全明朗、但充滿預(yù)期的長期價值回報。
探路
政策層面對光熱“系統(tǒng)調(diào)節(jié)者”身份的正式確認，以及地方層面多樣化的機制探索，正在為光熱的發(fā)展探索一條不同于單純電價補貼的新路徑。
最具突破性的頂層設(shè)計來自2025年11月10日國家兩部委的《指導意見》。這一文件明確“光熱發(fā)電可通過輔助服務(wù)、容量電價等方式兌現(xiàn)調(diào)峰價值”。
中國科學院電工研究所研究員、國家太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟理事長王志峰認為，這相當于從國家層面，為光熱的價值正名并“開了戶口”。光熱發(fā)電的盈利模式，將從主要依靠發(fā)電量收入，轉(zhuǎn)向“電能量收入+調(diào)節(jié)服務(wù)收入”的雙軌制。
這一轉(zhuǎn)變的背后，是電力系統(tǒng)需求方的現(xiàn)實考量。中國電力企業(yè)聯(lián)合會黨委書記、常務(wù)副理事長楊昆曾公開表示，隨著風電、光伏占比激增，電網(wǎng)對靈活性資源的需求急劇增加，光熱對于增強電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有重要作用。
地方層面，更具體、更具差異化的探索已經(jīng)展開。
青海省發(fā)布的《關(guān)于青海省光熱發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》中明確，2024年到2028年單獨建設(shè)的光熱示范項目，上網(wǎng)電價按0.55元/千瓦時執(zhí)行，且不參與市場化交易。這為青海吸引更多的光熱投資提供了穩(wěn)定的價格錨。
當前，光熱項目主要分為“一體化配套建設(shè)”和“單獨建設(shè)”兩種模式，而國家和地方的政策也正據(jù)此進行分類支持。文中提及的大唐石城子、三峽哈密等項目，是典型的“一體化配套”模式，即在大型新能源基地中，將光熱作為調(diào)節(jié)電源與風電、光伏打包開發(fā)。這種模式是當前項目推進的主流。
內(nèi)蒙古則在全國率先出臺了《光熱發(fā)電與風電光伏發(fā)電一體化系統(tǒng)項目實施細則》，詳細規(guī)定了“光熱+新能源”一體化項目的配置比例、調(diào)峰能力和技術(shù)標準，甚至創(chuàng)新性地允許配置不超過10%發(fā)電量的補燃系統(tǒng)，以極端情況下保障出力，但要求碳排放強度不高于100克/千瓦時。
新的考量
企業(yè)也在探索新的可能性。
經(jīng)濟觀察報獲悉，三峽集團在新疆哈密的100萬千瓦“光熱+光伏”一體化項目于2025年9月實現(xiàn)全容量并網(wǎng)，其采用的“線性菲涅爾”光熱技術(shù)，因無需建造高聳的吸熱塔，模塊化程度更高，被認為在降低建設(shè)和維護成本方面具有潛力。
同時，青海、甘肅等地新批復(fù)的項目，單機規(guī)模普遍從早期的50MW提升至100MW甚至規(guī)劃350MW，通過規(guī)?；M一步攤薄成本。
產(chǎn)業(yè)鏈上的一家江蘇光熱設(shè)備企業(yè)，則聚焦在“新一代超高溫熔鹽儲熱系統(tǒng)”等前沿技術(shù)的研發(fā)，試圖從核心部件環(huán)節(jié)推動技術(shù)迭代和降本。
劉海潮說：“未來的競爭，不是光熱與光伏比誰便宜，而是‘光伏+電池儲能’與‘光熱（自帶儲能）’比，誰能以更低的系統(tǒng)成本，為電網(wǎng)提供更穩(wěn)定、更優(yōu)質(zhì)的電力服務(wù)?！?/span>
從海南的政策接口，到新疆的優(yōu)先發(fā)電，再到青海的固定電價和內(nèi)蒙古的一體化細則，不同的支持路徑共同指向一個目標：讓光熱的技術(shù)價值，找到商業(yè)價值的落點。
新政策的密集出臺在為行業(yè)注入強心針的同時，一個現(xiàn)實問題也隨之浮現(xiàn)：這是否會引發(fā)一輪脫離實際的過熱投資？從政策制定者和行業(yè)觀察者的角度看，當前的鼓勵政策中已包含了防止無序擴張的審慎考量。
國家能源局在2025年8月的一份提案答復(fù)中明確，將在“十五五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃中“合理安排相關(guān)發(fā)展布局”。這一定調(diào)表明，政策推動的是與電網(wǎng)消納能力、技術(shù)進步節(jié)奏相匹配的“規(guī)模化”，而非一擁而上的泡沫化。
此外，光熱發(fā)電項目本身極高的技術(shù)和資金門檻、漫長的建設(shè)周期，以及持續(xù)依賴政策性支持的現(xiàn)狀，構(gòu)成了天然的“過濾器”。
國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2025年上半年全國光熱發(fā)電裝機為152萬千瓦，行業(yè)正處在從示范邁向規(guī)模化的關(guān)鍵爬坡期，而非低門檻的過熱期。
劉鑫認為，雖然光熱發(fā)展還面臨成本等難題，但方向已經(jīng)清晰，光熱不再僅僅是發(fā)電的選項，也是新型電力系統(tǒng)中服務(wù)的供給者。
對于“新政是否意味著光熱可以漲價”的問題，數(shù)位參與光熱項目建設(shè)、運營的人士曾對經(jīng)濟觀察報表示，新政的核心在于為光熱創(chuàng)造價值變現(xiàn)的通道，而非簡單的漲價。隨著《指導意見》明確容量電價、輔助服務(wù)等補償機制，光熱項目的綜合收益有望得到提升，但這取決于后續(xù)各地實施細則的落地和市場交易價格的形成。
一位參與青海一體化光熱項目的人士表示，新政后，光熱項目的經(jīng)濟性模型將發(fā)生變化，在原有電量收入基礎(chǔ)上，疊加的容量或輔助服務(wù)收益將改善項目整體回報預(yù)期，但具體能“漲”多少，尚無統(tǒng)一標準，需一案一議，等待市場機制的進一步明確。
