浙江大学兼职教授、中国能源研究会特邀首席专家、国家能源局能源节约与科技装备司原副司长刘亚芳
日前，美国广播公司社交媒体发布其记者探访中国光热发电项目深受震撼的视频，再一次把公众的目光聚焦到光热发电这个曾经的小众发电技术领域。
截至2025年底，我国光热发电装机容量达到182万千瓦，同比增长107%，位列全球第三。在建项目30个，装机容量超过300万千瓦，中国光热发电已然成为该领域新增装机的主力。并且，中国塔式光热发电技术引领全球，槽式光热发电技术达到世界先进水平。
这一切都得益于我国“双碳”战略实施。根据2025年9月生态环境部、国家统计局、国家能源局《关于发布2024年电力碳足迹因子数据的公告》，光热发电的碳足迹因子仅为光伏发电的60%。而且，光热发电兼具太阳能发电、长时储能、电力系统灵活调节“3合1”功能，是新型电力系统十分稀缺的安全可控绿色电源，也是新型能源体系建设中可以部分替代煤电的支撑电源，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》已经明确：积极推进光热发电。
本文通过系统梳理近期国家密集出台的一系列具有战略引领性和机制创新性的政策文件，深入分析青海省有关电价机制和光热产业规划，展望“十五五”我国光热发电规模化发展，助力加快建设新型电力系统、新型能源体系的光明前景。
一、合理疏导成本：136号文、114号文重塑电价机制，释放光热发展新空间
2025年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《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”）；2026年1月两部委再发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”），系统构建了新能源参与电力市场的新型价格机制。136号文通过推动新能源全面入市，打破了过去风光发电“电网照单全收+固定电价”的保障性收购模式，让电价充分反映其“时间价值”；支持光热发电等技术实施“按技术类型分类组织”机制电价竞价的差异化策略，体现了国家对光热发电的支持导向。114号文提出，建立可靠容量补偿机制，凸显调节性电源的“顶峰价值”，打开新的收益来源。
对光热发电而言，这一系列变革具有深远意义。从长远看，136号文利好长时储能，光热发电自带大容量、低成本熔盐储能系统，在电力现货市场中具备更强的议价能力。按当前相关技术成本测算，对于储能时长12小时以上的光热发电项目（含CCER）的平准化度电成本较“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。
根据114号文的精神，光热电站通过科学评估证明其顶峰出力能力和运行可靠性，即可跟煤电、抽蓄、新型储能一道公平获得相应补偿。
二、积极扩大规模：1645号文锚定规模化目标，构建光热发展战略框架
在扩大绿电开发消纳比例，电力系统灵活调节需求日益增大的背景下，2025年12月，国家发展改革委、国家能源局出台了《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（发改能源〔2025〕1645号，以下简称“1645号文”），文件充分肯定了光热发电的调节支撑价值，指出光热发电可以“为电力系统提供长周期调峰能力与转动惯量，在部分区域具备作为调峰电源乃至基础性电源的潜力，是推动新能源安全可靠替代传统能源的有效路径”，明确支持光热发电规模化发展。
1645号文提出，2030年我国力争光热发电总装机规模达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。围绕这一目标，提出了十八条推动光热发电规模化发展的政策措施，涵盖了规划布局、应用拓展、技术与产业创新等。并与136号文、114号文形成衔接与补充，提出“因地制宜建立既适应市场竞争、又能保障电站稳定运行的可持续价格结算机制”，明确“对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估体系”。1645号文为光热发电规模化发展和多元化应用提供了有力政策指引，有力促进光热发电在新型电力系统建设中发挥调节支撑作用。
三、青海典范引领：系统配套政策落地，机制创新保驾护航
青海省作为国家清洁能源示范省、国家清洁能源产业高地，多年来积极探索发展光热发电。目前，青海光热发电在建在运规模为206万千瓦，已成为全国光热发电项目布局最多、示范效果显著的地区。
2026年3月积极贯彻落实上述国家政策文件精神，率先发布了《青海省关于促进光热发电规模化发展的若干措施》（青政办函〔2026〕12号，以下简称《若干措施》），提出：到2030年，青海省光热发电在建在运总规模达800万千瓦，其中在运装机超500万千瓦，占全国目标的三分之一。文件彰显了把青海建成全国乃至全球光热发电的核心基地的雄心。根据上述目标，预计青海省“十五五”年均新增光热发电规模100—200万千瓦。
《若干措施》明确，青海省严格落实136号文“区分存量增量”的要求，对存量光热项目，按照现有现行保障性收购价格给予机制电价，确保政策平稳过渡；对新增独立光热项目，按技术分类组织单独竞价。此举既保障了既有投资合理收益，又为新建项目进入市场化环境创造了条件。鉴于光热发电成本涵盖了长时储能和系统调节成本，《若干措施》提出，光热发电：“按照不低于光热项目成本设定竞价下限，初始下限为0.55元/千瓦时，逐年适度退坡，到2030年与煤电基本相当”，体现了稳中求进的政策智慧，积极引导企业通过技术进步实现降本增效。
为兑现光热发电的系统调节价值，《若干措施》明确提出：“优化完善光热电站可靠容量评估方法，对机制电价外的容量给予容量补偿”。这意味着，即使部分电量未参与机制电价结算，只要光热电站具备可靠的顶峰能力，仍可通过容量补偿获得额外收益。
与此同时，青海省发改委认真贯彻114号文，2026年2月和4月，两度公开印发《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》征求意见，在全国率先明确将光热发电纳入容量补偿，释放了激励光热电站提升运行灵活性和调度响应能力，强化其在高比例新能源电力系统中的“压舱石”作用的清晰信号。
综上所述，我国光热发电蓄势已久，在国家战略的指引和地方政策的推动下，“十五五”必将迎来规模化高质量发展，对加快建设新型电力系统，构建新型能源体系发挥积极作用，助力“双碳”战略实施，推进能源强国建设。
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