我国光热发电行业发展现状分析——以青海为例

光热发电技术凭借其“低碳发电+灵活可调+电网友好”的三大优势，正在成为我国风光大基地低碳发展的重要支撑。2024年底，青海省优选了3座350兆瓦独立光热电站，要求电站以调峰模式运行，并给予0.55元/千瓦时的上网电价。“青海模式”的出现，标志着光热发电从示范项目的1.0时代、“光热+风电/光伏”大基地的2.0时代，正式进入大容量、低成本、独立装机的3.0时代。作为目前全球单体规模最大、储能时间最长的光热项目，这些电站的建成不仅将极大提升青海省电力系统的灵活性与高峰时段的电力供应能力，也将为光热发电下一阶段的规模化发展提供示范。本文系统分析光热发电的发展历程、青海模式的核心机制及政策支撑体系，并进一步提出未来可能的光热发电4.0时代“中国模式”的实施框架，旨在为相关领域的政策制定者、投资方和产业界提供决策参考。

一、青海光热发展历程：

从首批示范项目到“青海模式”

01 光热1.0阶段（2016—2020年）：首批示范项目的产业化探索

我国光热发电起步较晚，但通过国家示范项目的推进和企业的自主创新与研发，部分技术已走在国际前列，取得了显著的发展成果。

2016年，在国家能源局的推动下，我国启动了光热发电示范项目建设，以1.15元/千瓦时的固定电价政策，开启了国内光热发电规模化应用的尝试。首批示范项目中，最终有7个示范项目建成投运，分别为4个熔盐塔式项目、2个导热油槽式项目、1个线性菲涅尔式项目。这批项目建成后的实际运行表现虽然参差不齐，但成功验证了在我国西北地区建设并运行光热电站的可行性，初步构建起光热发电的产业链，推动相关技术规范体系和设计标准逐步建立，基本达到了国家能源局既定的示范目标。

但就在行业对“第二批”光热发电示范项目翘首以盼时，2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《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号文），全面停止新能源补贴电价政策，明确提出新增光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，尚在产业化初期的光热发电直接进入无补贴时代，产业发展也因此陷入停滞。

02 光热2.0阶段（2021—2024年）：风光热储协同发展

2021年后，随着“双碳”目标的深入推进，风电、光伏装机规模快速增长，支撑性、调节性电源愈加紧缺，成为制约新能源进一步发展的主要障碍，光热发电的调峰价值因而被重新审视。在国家能源局和各地政府的支持下，“光热+光伏/风电”（以下简称“光热+”）多能互补模式兴起，即由一个项目主体按一定配比同步建设光热、风电、光伏项目，统一平价上网。其内在逻辑是利用光热发电提供调节能力，依靠风电、光伏的低成本优势平衡光热发电较高的建设成本，从而确保项目整体经济性。截至2025年上半年，全国建成、在建、推进中的“光热+”项目超50个，光热部分总装机规模超5吉瓦，实质性开工的项目中采用塔式熔盐技术路线的占比超过80%。

“光热+”模式给光热发电提供了难得的发展机遇，大量项目的开工为光热行业带来了一系列积极的变化。技术方面，塔式光热定日镜面积大小不再成为争论的焦点，主流厂商普遍采用30～40平方米定日镜规格，同时“低位熔盐罐+短轴熔盐泵”等创新技术不断涌现。产业方面，产业链日趋成熟，主要设备基本实现国产化。标准规范方面，我国已走在了全球的前列，国内企业主导了大部分IEC光热发电国际标准的制定工作。更重要的是，光热发电的建设成本不断降低，平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）显著下降，即便因运行模式的差异导致设备利用率大幅下降¹，光热发电的LCOE也已从示范项目阶段的1.15元/千瓦时下降至0.8~0.9元/千瓦时。

“光热+”模式为行业发展提供了切实有效的过渡方案，但这种经济上的一体化联营终归只是权宜之计，不具备可持续性。首先，考虑到整体经济性，光热装机在一体化项目中的占比普遍较低，对高比例风电光伏的调节支撑作用有限，项目仍会给电网带来额外的调峰压力。其次，由于光热发电LCOE远高于项目整体的上网电价，导致不少项目通过减少镜场反射面积、缩短储能时长来降低造价，导致光热技术性能进一步被弱化。而随着《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）的发布，风电、光伏的上网电价不可避免地走低，“光热+”模式尤其是“光热+光伏”模式的商业化运营面临较大经济压力。

03 光热3.0阶段（2024年—至今）：“青海模式”形成

面对“光热+”模式的各种问题，从国家主管部门到市场主体都在积极探索发展路径。青海省因其在资源禀赋、电源结构方面的特点，率先走出了一条破局之路。

青海省清洁能源开发利用条件优越，尤其是太阳能资源，太阳能年总辐射量和日照时间位居全国第2位，仅次于西藏。截至2024年，青海省新能源装机突破4900万千瓦（光伏3631.7万千瓦、风电1268.3万千瓦、光热21万千瓦），占总装机的70%，占比居全国首位。同时，青海省也面临高比例新能源所带来的典型的电力系统平衡问题：一方面，新能源利用率不高，存在着大量弃风弃光现象；另一方面，光伏的“昼发夜停”特性与水电“夏丰冬枯”特性叠加，冬季枯水季以及夜晚风电出力偏低时，严重依靠高价的外购电量弥补电力缺口。双重挑战交织，青海省弃电与缺电并存，这一现象将随着风电、光伏装机和用电负荷的持续上升而进一步加剧。

在此背景下，优选大容量独立光热电站并配以合适的固定电价的“青海模式”应运而生。2024年，青海省优选了3座350兆瓦独立光热电站，此批项目均以调峰模式运行——白天以低负荷运行，为其他新能源让路，早晚高峰满负荷发电，减少青海省在高峰高价时段的外购电量。塔式光热电站自带储能，绿色低碳，灵活可调，冬季发电量约为夏季发电量的1.4倍。大规模建设光热电站将有助于解决青海省电力供应“日盈夜亏”“夏丰冬枯”的问题。2024年12月31日，青海省发展改革委发布《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）²，给予独立光热示范项目0.55元/千瓦时的上网电价。

尽管27天后（2025年1月17日）发布的136号文使市场对该政策的稳定性产生了些许疑虑，但136号文中“机制电价”与“机制电量”等概念的提出，仍给“青海模式”政策维持稳定提供了保证。青海省在制定136号文实施细则时，将独立光热电站作为一种单独的技术类别，明确在其设计运行寿命内的机制电价按照0.55元/千瓦时执行，同时将其全电量纳入机制，进行场外结算。此举既可保证政策的统一性，又可展现适当灵活性。

青海模式的本质是通过电价机制与运行模式的双重发力，解决了光热项目经济性与涉网性能之间的矛盾，有效破解了光热2.0阶段业主普遍对光热进行“减配”的痛点。一方面，0.55元/千瓦时的电价略高于青海省夜间自外省购电加上输配电的成本，在不给区域电力用户造成过大的额外负担的同时，保证投资方合理的投资收益。另一方面，项目要求不配置任何其他新能源指标并按调峰模式运行，且电站的最终收益还要取决于电站的发电能力，投资方必须高度关注光热电站本身的性能，电站需配置合理的储能时长和镜场规模。青海省新能源装机中，能在夜间发电的风电仅占26%，且利用小时数偏低，夜间缺电现象比较常见，因此较长的储能时长可使电站在缺电时段顶峰发电获取较高的电价收益。青海省优选的3座电站的配置充分证明了上述要点：3个项目单机规模均为350兆瓦，镜场总反射面积315万~330万平方米不等，储热时长12~14小时不等，远远高于优选文件技术要求³。

综上，“青海模式”通过建立科学的优选机制，引导企业主动对标行业先进水平，聚焦电站性能提升，推动技术方案优化升级，最终形成了具有行业示范价值的电站配置体系。

二、青海模式引领光热转型升级

01 大容量独立光热电站建设对于大基地的重要意义

在“双碳”目标的驱动下，我国风电、光伏装机快速增长，“沙戈荒”大基地项目是风电、光伏规模化建设的重要组成部分。根据国家发展改革委和国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年，规划建设以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地总装机容量达到4.55亿千瓦。

随着新能源比例的不断提升，“沙戈荒”大基地的进一步发展面临着诸多挑战。一是大基地所在地区消纳能力有限，加之风光发电特性导致的出力与用电负荷时间错配问题，多地弃电与缺电并存。二是特高压通道需尽量保持稳定运行，对调峰电源比例有一定要求，一些已建成外送通道由于送端缺乏调峰电源，利用率明显偏低。三是逆变器、变流器等电子电力设备并网给系统带来巨大冲击，系统缺乏调相机或同步发电机组等支撑性资源时，安全稳定运行风险大大增加。

为促进新能源消纳、提高外送通道利用率、维护电力系统的安全稳定运行，必须提升大基地调节支撑性电源比例，加强送端系统的调节支撑能力。现阶段，大基地项目主要依赖煤电机组承担调节支撑的角色，千万千瓦级大基地通常会配置4台百万千瓦的煤电机组，导致特高压通道送出电量含碳量居高不下。

光热电站采用和火电一样的汽轮发电机组作为发电设备，配置少量备用燃料补燃即可实现与传统火电机组相当的供电可靠性保障。此外，由于光热电站没有锅炉运行的限制，其调节性能显著优于传统燃煤机组，具备快速启停和宽幅负荷调节能力，调峰速率可达传统煤电的2～3倍。若在大基地中以光热电站替代一定规模的煤电装机，可进一步提升电网绿电占比及整体系统调节能力，促进“沙戈荒”新能源大基地更绿。

02 独立机制电价推动光热规模化发展

将光热作为单独的技术类别给予合适的机制电价政策在当前发展阶段发挥着不可替代的作用。这一机制通过建立稳定的收益预期，为光热行业创造了良好的发展环境，主要体现在以下三个方面：

其一，在运行期内给予光热电站稳定的机制电价为投资者提供了明确的风险管控框架。在电力市场化改革不断深化的背景下，电价波动风险成为新能源项目投资决策的重要考量因素。光热发电项目具有投资规模大（单位千瓦投资约为光伏的5倍）、技术复杂度高等特点，对电价稳定性要求更高。在设计运行期内给予与电站LCOE相当的机制电价可帮助投资者锁定收益，降低投资风险，项目易于通过投资决策。

其二，未来几年稳定的独立机制电价政策有利于形成规模效应和产业协同。政策窗口期为产业链上下游企业提供了稳定的市场预期，促使制造企业加大研发投入、优化工艺。根据预测，若进一步实施稳定的独立机制电价政策，光热可形成每年3～5吉瓦的建设规模。这种规模效应将促进光热核心设备快速降本，增强光热发电的经济竞争力，形成良性循环。

其三，以机制电价的形式推动光热发电参与电力市场交易，有利于驱动光热技术进步。一方面，机制电价可为光热发电建立基础收益保障体系；另一方面，光热发电的最终收益仍与其市场化交易表现挂钩。因此，这种独立的机制电价既体现了国家对战略性新能源技术的差异化扶持政策，也倒逼电站投资方必须在成本控制、技术升级及运营管理等方面提升核心竞争力。

未来3～5年，随着光热发电成本的持续下降，机制电价水平可逐步退坡；长远来看，随着新能源装机规模的继续增长，具备足够灵活性的光热发电项目将在电力市场具备较强竞争力。随着市场化交易的成熟以及投资者观念的转变，届时不仅增量光热发电项目不再依赖机制电价，甚至存量光热发电项目或将主动选择退出机制，通过市场化交易获得更大收益。光热发电将真正意义上成为按照市场价格信号调节的灵活性支撑电源，最终实现从“政策红利”到“技术溢价+系统价值”的持续盈利模式转变。

03 “青海模式”助力光热发电成本下降，迈入4.0阶段

在“大容量独立光热电站+独立机制电价”模式的推广以及各地调节支撑性电源的需求持续增长的推动下，光热将形成规模效应与成本下降的良性循环。以青海省德令哈为项目站址，光热调峰发电LCOE下降预测如下：

一是通过三到五年时间，进一步探索大容量、低成本、智能化的新型塔式光热发电关键技术，持续推动光热规模化发展，实现成本的显著下降。当光热电站年装机规模达5～10吉瓦，可实现光热调峰电站单位千瓦装机造价不大于1.12万元，光热调峰发电LCOE可降低至约0.45元/千瓦时。

二是到“十六五”期间，光热产业规模化效应得到充分释放，光热发电技术革新将得到重大突破。届时，光热电站年装机规模有望超10吉瓦，光热调峰发电LCOE将降至0.38元/千瓦时，光热发电将不依靠任何补贴实现独立盈利，并在电力市场具备较强竞争力。

匹配光热发电的成本下降趋势，选取青海省德令哈作为项目站址，以配置补燃系统的煤光互补的混合型光热电站替代装机规模100万千瓦的调峰煤电站进行经济性测算。电站运行模式为早晚高峰满负荷运行，其余时间30%负荷运行，煤炭价格按600元/吨计算，此类燃煤电站调峰发电LCOE约0.32元/千瓦时。以混合型光热替代煤电后，可实现减碳比例64%，按现阶段的成本水平，该电站LCOE约0.48元/千瓦时，考虑减碳量带来的碳市场收益，可降至0.44元/千瓦时。假设碳交易价格保持不变，到2030年，此类混合型光热电站的LCOE将降至0.38元/千瓦时；至2035年，可进一步降至0.34元/千瓦时，与燃煤发电LCOE基本相当。

未来，在我国广袤的沙漠、戈壁、荒漠地区，以数百万千瓦的光热发电为支撑，配置千万千瓦级的风电、光伏，建设真正的清洁能源外送基地，以具有市场竞争力的价格，每年对外输送数百亿千瓦时的绿色清洁电力，这既是全新的光热4.0模式，也是兼顾清洁、安全、经济的新能源发展“中国模式”。

三、政策赋能与市场机制协同的相关建议

01 基于国家核证自愿减排量（CCER）的环境价值转化

为推动我国能源转型，我国在碳减排领域推出了一系列创新举措，包括全国碳排放权交易体系的扩容，以及CCER交易市场的重启等。2023年10月，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，在首批项目方法学中，光热发电是唯一的陆上新能源发电方式。根据规定，经登记的项目减排量即可进入交易系统进行交易，控排单位根据需求购买该CCER减排量以弥补碳配额缺口。与机制电价（溢价部分通过系统运行费由工商业用户分摊）不同，CCER收益来自碳市场，由控排企业购买碳信用，直接成为光热电站的额外收入，体现其环境价值。因此，CCER与机制电价可形成互补——当光热电站获得CCER交易收益时，可反向降低项目对机制电价的依赖程度。

建议通过政策协同机制进一步完善光热发电支持体系：在给予独立机制电价的同时，鼓励光热电站开发CCER项目，通过市场化交易将环境收益纳入项目回报结构，形成“政策补贴+碳市场”双轨收益路径，增强光热项目的市场活力。

02 超长期国债支持

2024年政府工作报告中提出，为系统解决强国建设、民族复兴进程中一些重大项目建设的资金问题，国家拟从2024年开始连续几年发行超长期特别国债。

光热发电绿色低碳、电网友好，且自带长时间低成本储能，契合超长期国债的投向领域；同时光热发电建设资金需求规模较大，现阶段经济性优势不突出，市场回报率较低，需要国家资金的引导扶持；此外，光热电站运行期间运营费用低，运行模式可仅在早晚高峰时段发电，无弃电风险，收益稳定且持续，运行期后偿还国债资金毫无风险。因此，光热电站与超长期国债的组合具有显著优势，是一种优质的搭配方案。

以青海省3个350兆瓦优选光热项目为例，当前0.55元/千瓦时的电价仅能保障其达到最基本的盈利水平，由于其投资规模大、技术复杂，现阶段对于那些在光热领域经验尚浅的投资方而言仍不具备足够的吸引力。在此背景下，若能够将大容量独立光热电站纳入超长期国债覆盖范围，依托政策性低成本资金的长周期支持，可显著降低项目融资成本和财务风险，促进光热发电规模化发展提速，最终为独立机制电价的市场化退坡创造条件。

03 容量补偿机制

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），该文件的出台将煤电从单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。配以备用燃料补燃的独立光热调峰电站与煤电具有同样的供电保障能力，且调节性能更优。基于此技术特性，此类光热电站完全有理由获得与煤电一样的容量电价补偿。同样，当光热电站获得容量电价补偿后，其独立机制电价可根据收益率重新评估。

因此，建议先试先行一批大容量独立光热电站，允许配置较低比例的应对极端天气备用燃料系统（如绿醇，绿氨等），使其具有与同等装机规模的煤电调峰机组相同的顶峰能力和供电保障能力。参照煤电两部制电价政策，按照项目容量电价的上限每年330元/千瓦执行；获得容量电价补偿的项目，其机制电价应按一定项目收益率进行调降，以确保收益的合理性。 

四、总结

光热发电的发展历程印证了技术进步与政策创新协同驱动产业跃迁的路径。从1.0时代首批示范项目的产业化探索，到2.0时代“光热+”阶段的风光热储协同发展，再到当前3.0阶段“大容量独立电站+独立机制电价”为核心的“青海模式”，光热发电的清洁灵活调节属性与系统支撑价值逐步被市场认知。

青海省依托丰富的太阳能资源禀赋与高比例新能源消纳的全局需求，通过引入优选机制，优先支持具有技术先进性的大容量项目，既规避了“劣币驱逐良币”的行业恶性竞争，又为光热发电规模化应用提供了示范样本。这一模式不仅破解了光热发展长期面临的经济性困局，更通过电价政策与技术标准的双向赋能，为电力系统稳定运行提供了不可或缺的调节支撑，助力当地加快新型电力系统建设进程。其形成的政策框架与实施经验，更可作为标准化方案向全国范围推广，为我国乃至全球高比例可再生能源地区实现大规模能源替代提供了一条兼具经济可行性和低碳可持续性的创新路径。

依托独立机制电价带来的盈利预期，光热发电将开启“规模化—降本—盈利—规模化”的良性循环，同时通过市场化交易进一步倒逼其技术进步与成本下降，光热电站有望在3～5年后完全通过市场化交易实现盈利。根据预测，3～5年内，光热调峰发电LCOE有望降至0.45元/千瓦时，并将在“十六五”期间降至0.4元/千瓦时以下。届时，光热发电将在大型新能源基地中全面替代传统煤电的调峰角色，正式开启光热4.0时代。为顺利实现这一目标，长期政策与市场机制需协同护航：一是通过CCER机制将光热项目的减排效益转化为市场化收益，与独立机制电价形成“双轨保障”，进一步对冲成本压力并增强投资信心；二是以超长期国债为大容量电站提供资本金支持，大幅降低融资成本，加速技术成熟与规模效应释放；三是创新移植煤电“容量电价”模式，允许配置较低比例的应对极端天气备用燃料系统（如绿醇，绿氨等）的光热电站参照煤电获得容量电价补偿，保障顶峰能力与电网可靠性。