全球及中国光热发电市场概览及发展趋势
思瀚产业研究院 可勝技術    2026-03-25

可再生能源指源自补充速率高于消耗速率，且对环境影响相对较低的自然资源，正日益广泛融入人类活动的各个层面。太阳能、风能、水力、生物质能、地热能及海洋能等非化石能源均分类为可再生能源。

在可再生能源中，太阳能光伏（光伏）及风能发电又称为可变可再生能源(VRE)，其跟随环境条件波动而间歇性发电。全球可再生能源累计装机容量从2020年的2,799GW快速增长至2024年的4,601GW，複合年增长率为13.2%。其中VRE的扩展最为显著，合共佔可再生能源总累计装机容量近70%。在其他稳定的可再生能源中，光热发电佔可再生能源市场的0.2%。

光热发电(CSP)是指一种将太阳能转化为热能，再将热能转化为电能的技术。光热发电的基本原理是聚光器跟踪太阳将光反射并聚焦至吸热器上，加热吸热器内的传热流体(HTF)，从而将太阳能转换为热能；吸热器输出的热量在储热系统(TES)中进行储存，并在需要时通过热电转换设备（如汽轮发电机组）进行发电。

光热发电结合了灵活调峰电源及长时储能的双重功能。长时储能系统使光热发电能够根据需求调节发电量，必要时还能接收电力输入。蒸汽发生系统与涡轮发电机组的配合，使CSP的发电调节范围和速度远超燃煤电厂，同时提供辅助服务如转动惯量、角惯量和无功功率支撑。因此，CSP作为可再生能源的一种，既能够提供绿色电力，还可支撑VRE消纳。它为构建以VRE为主导的新型电力系统提供了可靠解决方案，确保其安全稳定地发展。

按技术形式不同，光热发电电站主要分为以下四类：塔式、抛物面槽式、线性菲涅尔式和抛物面碟式。採用导热油作为传热介质的槽式光热系统是早期主流技术路线，其优势在于聚光比要求较低、控制逻辑更简单、实施难度小，因而建设和运维经验更易複制和掌握。塔式技术门槛较高，尤其需要先进的信息技术基础设施来管理大规模定日镜场的精准协同，这一技术瓶颈曾在历史上限制其发展。

因此，槽式光热系统在欧美地区更早实现商业化，并积累了丰富的运行经验。与此同时，欧美金融机构通常要求建设项目提供可参考的案例以提升信贷可行性；由于槽式光热电站在可靠性上已获验证，其累计装机容量佔比长期保持高位。然而随著信息技术的发展，塔式技术路线凭藉更高的系统效率、更低的成本、更灵活的设计佈局以及更好的环境适应性，自2016年以来已逐步成为全球新建光热项目的首选技术路线。

全球光热发电市场概述

全球各国政府通过设定可再生能源发电目标、延长可再生能源项目投资税收抵免等措施，为光热发电行业的发展提供了有力的政策支持。预计未来，中国、中东、南美和北非等新兴市场将成为全球光热发电市场的主要增长引擎。

全球光热发电市场未来发展趋势

光热发电将在未来能源市场中发挥重要作用：根据国际可再生能源署(IRENA)预计，到2050年，可再生能源发电在全球总发电量中的佔比将达到91%，年新增可再生能源发电装机容量将达到1,066GW/年，可再生能源发电投资需求将达到13,800亿美元╱年，电网及灵活性投资需求将达到8,000亿美元╱年。光热发电对VRE的可持续发展至关重要，将作为未来能源结构的一部分，在能源市场中佔据重要位置.光热发电可以与化石能源和其他能源互补，从而提供稳定可靠、清洁低碳、灵活高效的可调度电力。预计未来全球可再生能源的快速发展将为光热发电提供良好市场环境与投资基础。

光热发电将为全球碳减排作出重要贡献：伴随全球光热发电装机规模的持续上涨，未来光热发电将在全球碳减排中发挥愈加重要的作用.根据国际能源署(IEA)预测，全球能源部门的年碳排放量将从2011年的13.0Gt增加至2050年的22.0Gt；高可再生能源途径可以将总排放量减少到约为1.0Gt。其中光热发电约可贡献2.1Gt—仅次于太阳能光伏和陆上风电。

塔式光热发电装机容量持续增长：槽式光热发电最早实现商业化应用，尤其是在欧洲和美国，目前仍佔全球光热发电总装机容量的多数。截至2024年底，槽式光热电站仍佔全球装机容量的约73.8%（主要分佈在欧洲和北美），而塔式光热电站佔比约为21.6%。然而，由于塔式技术较低的平准化电力成本、更灵活的佈局设计以及更强的环境适应性正在成为新建项目的首选。在中国，2022年至2024年已中标的光热发电项目中，塔式系统佔比高达83.7%。

塔式光热发电项目佔比的区域差异，主要反映了商业化进程时间节点以及配套控制与数字技术的成熟度：欧美地区更早实现了抛物面槽式光热发电的商业化，其相对简化的控制需求使得运行案例和多年性能数据得以更快积累，从而提升了项目融资可行性，导致槽式技术在累计装机中佔比更高；而塔式技术因複杂的定日镜场协同控制长期面临较高技术门槛，但近年来得益于自动化、传感器、通信技术、计算能力、控制算法及集成控制平台的进步，其运行风险显著降低，可靠性、可调度性与运维效率持续提升；

中国规模化光热发电起步较晚——此时相关技术能力已更成熟且可实现商业化应用——加之塔式技术具备效率潜力、不断改善的经济性、灵活的设计布局和强大的厂址适应性，自2016年左右以来已成为许多新建项目的主流选择，使得塔式技术在中国市场佔比显著更高。

中国光热发电市场概览

中国光热发电产业发展预计将经历三个不同阶段：

(1)2016–2020年，首批示范项目的产业化探索：2016年，国家能源局推动启动光热发电示范项目建设，上网电价为1.15元╱千瓦时，儘管这批项目实际运行表现不一，但成功验证了在西北地区建设光热电站的可行性，初步形成产业链，推动相关技术规范和设计标准建立。然而，2020年1月中国发佈《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），明确全面停止新能源补贴政策，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，尚未成熟的光热发电产业直接进入无补贴时代，发展陷入停滞；

(2)2021–2024年，风光热储协同发展：2021年后，在“双碳”目标推动下，风光大基地项目建设进程加快，系统调节能力不足成为新能源发展的瓶颈，光热发电的调峰价值重新受到重视。在国家与地方政策支持下，“光热+”多能互补模式兴起，项目开工，技术创新加快，产业链日益成熟，主要设备基本实现国产化，我国在光热国际标准制定中也发挥主导作用。光热发电平准化成本从示范阶段的人民币1.15元╱千瓦时显著下降至人民币0.8–0.9元╱千瓦时。然而，当前“光热+”项目中光热装机佔比普遍偏低，对高比例新能源的支撑仍有限，还会增加电网调峰压力。

(3)2024年起，迈向规模化的路径探索：面对“光热+”模式的局限，政策与市场实践持续演进：2024年，青海省开创了大容量独立光热电站的运行模式，优选3座35万千瓦独立光热电站，既可缓解省内高峰时段外购电压力，结构性供需失衡问题，还形成了具有行业示范价值的电站配置体系；此外，2025年12月，国家发展和改革委员会与国家能源局联合发佈《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），确立了顶层政策框架和2030年光热发电总装机容量达15GW左右的目标，并要求实现技术领先国际且完全自主的目标，提升了行业长期可见度，为光热发电超越示范阶段、迈向更市场化的大规模发展提供了路綫图。

2026年3月，青海省率先发佈《关于促进光热发电规模化发展的若干措施》，提出力争到2030年，全省光热发电在建在运总规模达到800万千瓦、在运装机规模突破500万千瓦。同时明确通过机制电价、容量电价提供价格支持并逐步开展单机30到60万千瓦级光热电站示范应用等措施，促进光热规模化、逐步降本、走向市场化。

大规模VRE併网带来电力保供、电力支撑和灵活调峰三方面的挑战：

电力保供难度增加：目前中国的主要电量来源由高碳排放的火电（主要是煤电）提供。随著国家双碳战略的实施，中国火电建设空间将进一步压缩，而系统负荷仍在稳步增长。由于VRE具有随机性、波动性、间歇性特徵，随著VRE装机渗透率的快速提高，电源侧不确定性增加，特别是极端气候条件下。

电力支撑风险增大：VRE大规模接入后，系统转动惯量降低，导致频率变化加快，越限风险增加，系统电压稳定问题突出。低碳、灵活调峰电源需求凸显：由于VRE的出力曲线与用电负荷曲线并不匹配，随著光伏、风电发电量佔比逐步提升，中国电力系统对于调峰电源需求日益突出。但受限于中国“富煤缺油少气”的资源禀赋，目前中国主要依赖煤电机组作为VRE发电的调节支撑性电源。

光热发电是唯一的兼具新能源发电与储能的成熟技术路线，天然具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性。此外，光热发电採用交流同

出力连续稳定，提供电力供应保障：由于光热电站配置了大容量、低成本的熔盐储能，可实现24小时连续发电。以中广核新能源德令哈光热电站为例，该项目配置了9小时储能，实现了230天连续稳定运行。

此外，光热电站装备与传统煤电一致的汽轮发电机组，可与化石燃料或生物质燃料配合，增加应急燃气炉或生物质炉，提高光热电站的保证出力。在极端天气下，光热发电以极低的新增投资即可成为可信电源，出力特性优于燃煤发电，平稳可控，从而可实现更优的性能、更低的排放替代燃煤发电装机容量，还能保证发电量中绝大部分仍是可再生能源，电力品质更优。

频率、电压稳定，天然具备电网友好性：未来可预计时间内，中国及全球电网仍将为交流同步电网。光热电站后端汽轮发电系统和煤电一致，可为系统提供转动惯量和无功支撑，快速平抑系统中出现的大小扰动，对于维持新型电力系统的频率、电压、功角稳定具有重要意义。

灵活调节，促进VRE消纳：光热发电自带大规模储热系统，能够实现灵活调节和稳定输出。同时，光热发电具备双向调峰能力，既可在用电高峰时段释放储存的热能进行发电，又可在VRE峰值发电时期主动降负荷运行甚至利用电加热设备吸收电网馀电。

目前，煤电是中国电力系统中事实上最主要的调节电源。展望未来，技术进步将继续提高效率并显著降低成本，2035年平准化度电成本有望达到人民币0.38元╱千瓦时，接近全国平均煤电水平，已经低于东中部地区多数地区煤电水平，有望逐步替代煤电，提升可再生能源装机在发电总装机中的佔比。

中国光热发电产业链由上游的原材料及设备供应商、中游的系统集成商与技术提供商，以及下游的电站运维单位和发电企业构成。

中国发展光热电站须具备广阔、平坦及通畅的地形。在环境上，主要条件为具备直接辐照量(DNI)。儘管发电系统（常规岛）须补充用水，但整体需求并不大，且镜面维护可採用乾洗法。基于DNI分佈，中国最适合发展光热发电的地区集中在西部及北部各省，具体为：西藏（约2,400–2,700千瓦时╱平方米）、青海（约1,900–2,100千瓦时╱平方米）、甘肃（约1,700–2,100千瓦时╱平方米）及新疆（约1,500–2,200千瓦时╱平方米）。

该等地区土地资源丰富且成本相对较低，因此，土地供应并不构成光热发电发展的限制。成功推动项目主要须符合一般发电项目的监管要求。然而，塔式光热发电项目尤其须取得空域许可，因此选址须距离机场至少10公里。

光伏及风力发电虽凭藉极低的平准化度电成本(LCOE)主导新能源装机市场，但其固有间歇性及不稳定性高度依赖外部电池储能或电网调节。相比之下，光热发电的核心优势在于其独特的具有成本效益的热能存储能力，其可实现持续数小时的稳定电力输出，使得其成为当前仅有的可调度的太阳能技术。该技术使得光热发电成为调峰及电网支持供应商。

中国光热发电运营模式主要分为独立电源模式和一体化联营模式两种，当前两种模式并存，适用于不同的应用场景。当光热电站在新能源大基地一体化联营项目中用于储能调峰时，投资方分别对光热电站与光伏╱风力电站EPC承包方进行招标，推进项目实施。一体化联营电站联合调度，作为一个完整的系统对外供电，提供辅助服务，整体计算收益。然而，新能源大基地一体化联营项目中光热装机佔比普遍偏低，对高比例新能源的支撑仍有限，还会增加电网调峰压力。在风电、光伏电价持续走低的背景下，该模式尤其是与光伏互补的项目，面临较大的经济挑战。

未来的主流模式将是独立电源模式。在作为独立电源时，光热发电站可通过上网电价、调峰辅助服务和CCER（中国核证减排量）交易获得收益。

中国光热发电成本分析与未来趋势预测

自首批光热发电示范项目启动以来，中国已累计建成838.2MW光热发电装机容量。截至2024年，中国光热发电的平准化度电成本已降至人民币0.55元╱千瓦时，较2016年首批示范项目的人民币1.15元╱千瓦时，下降了52.5%。这反映出行业积极健康的发展态势。

展望未来，随著光热发电电站单机容量持续扩大、规模化发展加速推进、模块化设计和建造更广泛应用、设备和系统设计不断优化以及运维能力持续提升，预计到2030年、2035年中国光热发电的平准化度电成本将分别降至人民币0.45元╱千瓦时、0.38元╱千瓦时。对比光热发电的平准化度电成本在2030年前大致与燃煤发电持平的现行政策目标，此处预测的2030年平准化度电成本人民币0.45元╱千瓦时已与中国西部地区高峰时段及中东部地区煤电成本持平。

在政策支持及持续技术升级、规模效应及供应链本地化的推动下，光热发电的平准化度电成本预计提前达成2030年政策目标。随著产业规模发展和先进技术应用（如更高循环温度发电系统、更宽温域和更高工作温度的储热材料等），平准化度电成本有望在上述基础上进一步下降。

随著技术不断进步和成本快速下降，光热发电作为绿色经济可调度的能源形式，将在大型能源基地中逐步大比例替代燃煤发电。这一转变将有效提升基地绿电佔比，并预计将带动项目开发热潮。2025年至2030年，随著风光大基地项目集中併网，叠加青海、内蒙等省份政策的引领带动作用，光热发电市场将迎来一批装机潮。2030年后随著光热发电度电成本下降，光热电站项目经济性优势凸显，项目装机规模将保持高速增长。

中国光热发电行业发展初期，受技术不成熟和产业链不完善等因素影响，项目投资成本较高。随著光热发电技术持续进步和规模效应显现，单位千瓦投资成本稳步下降，市场投资和项目开发热情持续升温。

中国光热发电市场驱动因素

碳中和要求：光热发电作为绿色灵活可调度电源，是可再生能源大规模基地化开发的理想选择。未来有望逐步替代基地中的煤电，提升可再生能源在总装机中的佔比，提高大型基地绿电比重，加快构建新型电力系统，为实现中国“双碳”目标提供动力。

长时储能需求：现存调峰资源将逐渐无法满足电力系统的电力、电量平衡需求，导致当前弃风弃光现象与电力紧缺矛盾并存，迫切需要长时储能设施平移电量，平抑能量波动。

光热发电显著成本优势：当储能时长≥6小时，光热发电（含熔盐储热）的平准化度电成本显著低于光伏+电化学储能+同步调相机方案。

推动规模化部署的催化剂：《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]透过设定2030年目标及提供长期政策可预测性，为该产业确立清晰的国家发展蓝图，从而锚定投资预期。该政策将光热发电定位为调度支援资源，并将其应用范围从光热发电调峰电厂扩展至包括“光热发电+”整合系统，以满足计算中心、盐湖锂提取及其他领域的能源需求。

政策同时强化项目融资可行性，使光热发电能透过参与电力市场及相关机制更有效实现系统价值，包括：容量相关补偿、辅助服务收益、长时储能功能（含电热配置），以及技术升级、成本降低、融资工具及绿色价值实现等配套支援措施。

容量电价：容量电价的核心是解决电力“供应可靠性”价值的定价问题。随著VRE比例提升，为保障供电，电力系统对调节性电源的需求逐渐提高。调节性电源提供备用性容量，是电力系统的服务者，通常发电小时数相对较低，仅靠电量收入将导致项目经济性较差。容量电价则是在电站电量收益的基础上，根据各类调节性电源的可靠容量给予容量收益以保障项目取得合理收益。

该制度将能源转型的长期成本在全社会公平分摊，通过制度确定性为投资者和用户构建稳定预期，推动调节性电源合理建设，为新能源比重持续提升提供安全保障。国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格[2026]114号）明确了除已经享受容量电价的煤电、抽水蓄能外，新型储能也纳入容量电价机制。该政策首次在国家层面明确新型储能的容量价值，是对现行容量电价政策的合理延续与扩展，是对新型储能、光热发电等调节性资源的有力支持，并将对光热降低度电成本起到积极的作用。

中国光热发电产业加速市场化发展：随著电力系统转型加速，中国绿色低碳可调度资源日益紧缺。光热发电作为唯一具备大规模储能能力的新能源发电技术，被公认为电网友好型解决方案，并得到政府大力支持。近年来国家陆续出台《关于深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展的通知》[发改价格[2025]136号]等系列利好政策，积极推进电力市场化改革。在此背景下，发电企业被激励在电价较高的早晚高峰时段发电。鉴于VRE的间歇性与波动性，运营商正普遍加装储能系统以获取更高收益。这一市场化趋势使具备稳定可调度特性的光热发电，能够通过电力市场交易和辅助服务获得更可预期的收益。

中国光热发电市场未来趋势

光热发电将在未来能源结构中发挥战略作用：到2050年，中国光热发电装机容量预计达848GW，年发电量1,754TWh，可满足全国约11%的电力需求。光热发电凭藉长时储能、灵活调节能力，既是保障风光规模化发展的“压舱石”，也是新能源替代传统能源的有效手段。

持续创新驱动平准化度电成本降低与技术升级：技术创新仍是光热发电规模化的关键。行业将重点优化大规模低成本系统，加速颠覆性技术研发。优先领域包括：高精度低成本聚光系统、国产化吸热材料、先进储热材料，以及粒子吸热器、超临界二氧化碳布雷顿循环等前沿技术。这些突破将支撑新一代光热示范项目建设，提升系统整体性能与成本竞争力。

提升数字化运营与市场灵活性：在电力体制改革与能源转型背景下，提升光热电站数字化、智能化运营水平至关重要。通过大数据与人工智能技术，运营商可实时监测设备状态、能效表现和故障预警，优化运维策略并提高可靠性。为有效参与电力市场竞争，光热电站需建设智能调度系统，根据电价信号与需求预测实时调整发电策略，最大化市场价值与调度灵活性。

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