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210万千瓦在运、320万千瓦在建：光热发电站上“十五五”放量起点

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-27 21:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

210万千瓦在运、320万千瓦在建——这是中国电力企业联合会于2026年7月16日在青海清洁能源发展论坛上给出的光热发电最新统计。其中已建成投运项目24个，装机规模居全球第二；在建项目26个，在建规模约为已投运规模的1.5倍。2025年末，全国光热在运装机约182万千瓦，当年新增90万千瓦。“十四五”以来，这一产业的年度复合增长率达到11.7%，明显高于全球4.24%的水平。

规模数字虽小，政策的坐标却很清晰。《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）提出，到2030年光热总装机力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术水平国际领先并实现完全自主可控。2026年7月6日印发的《可再生能源发展“十五五”规划》（发改能源〔2026〕1067号）进一步明确，在青海、新疆、甘肃、内蒙古、西藏建设本地消纳的大容量光热电站，并在大型风光基地中合理配置光热。按业内测算，“十五五”期间需新增约1200万千瓦，年均新增250万至300万千瓦，年复合增速接近40%，直接产业投资约1700亿元，带动上下游超5000亿元。

让光热重新回到牌桌中央的，是熔盐储热。2026年6月16日，中广核格尔木350兆瓦光热示范项目在青海格尔木乌图美仁光伏光热园区开工，镜场总采光面积约370万平方米，由3个110万平方米塔式镜场与40万平方米槽式镜场组成，配套35万千瓦机组，配置15小时大容量熔盐储热，储热容量11747兆瓦时，储能温差260摄氏度。按公开测算，该项目年发电约10亿千瓦时，年节约标煤32万吨、减排二氧化碳86万吨。单机储热容量与镜场面积两项指标，均已站到全球前列。

高海拔场景的样本也在同步积累。2026年4月6日，中广核西藏乌玛塘50兆瓦光热项目在拉萨当雄县开工，场址海拔4550米，配置6小时熔盐储热，与400兆瓦光伏组成“光热50兆瓦+光伏400兆瓦”一体化项目，计划2027年全面投产，年均上网电量约7.19亿千瓦时。同年5月，中国能建当雄县100兆瓦光热加800兆瓦光伏一体化项目开工，海拔4541米，总投资37.44亿元，年绿色发电15.6亿千瓦时，年节约标煤46.9万吨。8.6米大开口槽式集热器在这批项目中首次进入商业化应用——集热器的开口尺寸，直接决定单机规模与造价曲线。

装备自主化是这轮扩张的底气。目前光热发电技术装备国产化率已超过95%，高温吸热、储热与集热等核心材料设备基本实现自主可控。摆在国内产业链面前的下一个任务，是把国产化率转化为成本优势：从首批示范项目时期到2026年，光热电站单位千瓦造价已从约3万元降至约1.5万元，上网电价从1.15元/千瓦时降至约0.5至0.6元/千瓦时，30万千瓦级项目的度电成本降到0.47至0.54元/千瓦时。十年时间，造价与电价双双腰斩，这是规模化推广的前提。

地方政策的力度也在加码。2026年3月出台的《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）是国内首个省级光热发电专项支持政策，提出规模每年推动约100万至200万千瓦，电价竞价下限0.55元/千瓦时并逐年退坡，到2030年与煤电基本相当；容量补偿标准为165元/千瓦·年；目标是到2030年全省在建在运总规模800万千瓦、在运突破500万千瓦。2026年6月上旬，青海已完成第一批4个单体规模35万千瓦的独立光热项目优选。河北、内蒙古、吉林、四川、西藏、甘肃、宁夏、新疆等地也在参与光热发展探索。

光热与光伏之间并非替代关系。光伏的成本优势无可争议，但它的出力曲线由天气决定；光热的核心竞争力在于可储可调，能够在日落后的晚高峰时段持续出力。对于“沙戈荒”大基地而言，配置一定比例的光热，可以直接提升外送通道的利用小时数与电量质量。十五五规划要求“在大型风光基地合理配置光热”，正是把光热当作调节型电源来定位，而不是单纯的发电装机。

把光热与电化学储能放在一起比较，能看清它的另一重价值。电化学储能的优势在于响应快、布置灵活，但受制于时长与成本，当前主流配置集中在2至4小时；光热的熔盐储热可以做到6至15小时，储热介质的单位成本又远低于电池。把能量以热的形式保存下来、再用汽轮机发电，这条路径的单位储能成本更低。对于需要跨昼夜调节的大型新能源基地，光热提供的是一种“长时储能加上同步电源”的复合方案，而这类可调节容量，恰恰是新能源占比继续提升后电力系统最稀缺的资源。

系统价值还体现在时段上。傍晚是日内的第二个用电高峰，也是光伏出力归零的时段；光热机组的出力可以按调度指令在数小时内稳定输出，具备与火电相近的调节能力，且不产生碳排放。带同步机的清洁电源在调峰、调频与电压支撑上的综合作用，很难只用一个度电成本指标来衡量，其收益需要通过容量补偿与辅助服务市场来兑现。青海提出165元/千瓦·年的容量补偿标准，正是对这种系统价值的定价尝试。

产业链的带动效应也在显现。一个35万千瓦级光热项目，投资构成中反射镜、集热管、熔盐、吸热器、储罐与汽轮发电机组占主要比重，涉及的制造环节横跨特种玻璃、高温合金、化工材料与重型装备。青海、甘肃、新疆等地在推进项目的同时也在谋划本地装备配套，技术路线尚未完全收敛，产业链集中度低于光伏，为专精特新企业留出了切口。

制约因素同样现实。光热的单位造价依然高于光伏与风电，镜场占地大、建设周期长，单个项目从开工到投产通常需要两到三年；在青海、甘肃等富集区，镜场清洗的耗水问题也需要在选址时前置考虑。更关键的是收益机制——光热的现金流高度依赖电价竞价下限与容量补偿标准，一旦机制退坡快于成本下降，投资意愿会迅速回落。装机基数小也是事实：210万千瓦的在运规模，相对于光伏数亿千瓦的体量，仍处在起步区间。

把三项条件放在一起看，光热能否在“十五五”完成从示范到标配的跨越，取决于电价与容量补偿机制的稳定性、风光基地配套政策的执行力度，以及集热器与储热系统能否继续降本。订单周期已经启动，但真正的放量，要等这三条曲线同向移动。

【文中信息及数据来源于】中国电力企业联合会2026年青海清洁能源发展论坛公开数据，《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），《可再生能源发展“十五五”规划》（发改能源〔2026〕1067号），青政办函〔2026〕12号，经济日报、央广网、人民网、光明日报等公开报道。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川