当前，我国能源转型进入深水区。随着风电、光伏装机持续增长，电力供应的波动性、间歇性更加突出，电力系统对稳定支撑和调节能力的需求随之抬升。此背景下，具备储能与可调度特性的光热发电，正成为提升新能源消纳能力的重要选项。 光热发电原理相对复杂，但路径清晰：通过数千面定日镜将太阳光聚焦到塔顶吸热器，产生高温并加热熔盐，将热量以高温熔盐形式储存，再利用储热加热水产生蒸汽，驱动汽轮机发电。得益于储热环节，光热发电具备低碳、可调峰、对电网友好等特点，可在需要时稳定出力，甚至实现24小时连续供电；而光伏、风电受资源条件影响更大，稳定性相对不足。 光热发电对电网稳定的作用较为直接。采用同步发电机并网的光热电站能够提供转动惯量，增强电网对扰动的承受能力，降低小幅波动引发停电的风险；同时还能提供无功功率支撑，这是传统煤电机组的重要功能之一，而多数新能源发电方式难以替代。在新型电力系统建设中，这类“可靠容量+灵活调节”的能力正是紧缺资源。 我国光热发电产业已完成从起步到规模化的跨越。2018年，青海中控德令哈50兆瓦光热电站并网，标志着产业正式启动。截至2025年底，我国在运光热电站装机约162万千瓦，位居全球第三；在建装机约270万千瓦，占全球在建装机的90%以上，显示出我国在该领域的项目推进能力与产业基础。 成本下降是光热规模化的关键。近十年来，我国光热电站单位千瓦建设成本由约3万元降至约1.5万元，度电成本降至0.6元左右。成本曲线的下探，主要来自示范项目的工程化迭代与产业链完善。通过多项示范工程实践，我国已形成较为完整的自主产业链，在系统集成与运维上具备国际竞争力。 技术路线的多元化也在提升产业韧性。我国已掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流技术路线。全球单机规模最大的光热项目之一——青海格尔木350兆瓦塔式光热发电项目于2025年10月开工，镜场总面积达330万平方米，显示我国光热发电正向高参数、大容量方向迈进。在西藏当雄县推进的800兆瓦光伏+100兆瓦光热一体化项目，采用国内自主研发的大开口槽式集热器，继续提升温度参数，并推动度电成本下降。 光热与光伏的互补联动模式也在加速落地。正在建设的新疆哈密“光热储”基地采用150兆瓦光热与1350兆瓦光伏互补配置，并配套熔盐电加热器，在光伏与光热储热之间建立能量转换通道，将光伏弃电转化为热能储存，再通过光热汽轮机发电并网。这一模式有助于提升新能源利用效率，为大规模消纳提供新的工程路径。 政策信号进一步明确了产业预期。近日发布的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，到2030年光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。目标的设定为产业发展提供了清晰的时间表与方向。
在能源转型进程中，光热发电正从示范验证走向规模应用。这项兼具储能与调度属性的技术，既被寄望于缓解新能源消纳压力，也将直面更充分的市场化竞争。当戈壁滩上的定日镜阵列逐步成形，映照的不只是清洁电力的未来，也折射出我国在能源科技自主创新上的持续投入。围绕成本与规模的攻坚仍在进行，光热发电的定位与价值，或将对未来电力系统的形态产生更深远的影响。