光热发电政策与市场空间如何？

新能源电价逐步市场化，十五五新增装机或达到 15GW。

1.政策梳理：新能源电价逐步市场化，光热发电有望进入独立核算

国家政策维度，自十四五以来，国家频繁出台相关政策，对光热发电相关产业 进行鼓励。目前，光热发电行业处在市场化的关键阶段，国家明确提出了“十 四五”期间力争全国光热发电每年新增开工规模达 300 万千瓦（3GW）的目标， 并配套风光大基地建设。这一目标旨在通过规模化降低单位成本，提升光热在 新能源体系中的调峰作用。同时，政策还鼓励光热技术应用于油田开采、压缩 空气储能等领域，推动复合型储能发展。此外，价格与补贴机制的优化也为光 热发电的经济竞争力提供了保障，据证券时报相关报道，预计至“十四五”末 期，电价可能降至 0.7—0.8 元/千瓦时，2030 年降至 0.5 元/千瓦时。

1.1 光热历史与政策：从示范探索到风光电一体化

①光热 1.0 阶段（2016—2020 年）：首批示范项目的产业化探索

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。 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》，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。

②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，光 热发电的调峰价值因而被重新审视，“光热+光伏/风电”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 5G 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%。 2021 年后建设的光热电站项目，更多是为了获取新能源指标而配套的。2022 年 起建设的第二批光热示范项目定位发生了显著变化。一方面，没有独立电价，需遵循国家可再生能源相关政策；另一方面，其主要功能转变为获取新能源指 标，但光热电站的发电成本和价值不能较好地体现。

③光热 3.0 阶段（2024 年往后）：光热电站逐步具备独立市场化可能性

在光热电站的历史发展过程中，早期项目的度电成本随着技术进步不断下降， 逐渐具备独立经济核算的可能性。以青海为例，青海省在制定 136 号文（发布 于 2025 年 1 月 17 日）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，据青海电 力局 2025 年 8 月购电价格表，平时段下单一制（即居民等主体）用电价格为 0.48-0.50 元/kwh 左右，0.55 元/千瓦时的光热电价略高于青海省夜间自外省购 电加上输配电的成本，该政策有望助力光热电站技术进一步发展，相关项目进 一步规模化。

1.2 电价市场化：光热逐渐走向市场化，未来有望进一步降本

党的二十届三中全会提出，完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，推进 能源等领域价格改革，完善绿色低碳发展机制，建设全国统一电力市场。2025 年 1 月底，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》（136 号文），提出推动新能源上网电价 全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，要求各省在 2025 年底 前出台并实施具体方案。整体 136 号文件有如下核心机制： 存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）：机制电价衔接现行煤电基准价，保障电量 按"非市场化比例"衔接，执行期限延续全生命周期或 20 年。 增量项目（2025 年 6 月 1 日后投产）：机制电价通过竞价确定（上限不高于煤电 基准价），保障电量动态调整，执行期限按投资回收期（10-14 年）。 差价结算：市场价低于机制电价时补差价，高于时退回差额，纳入系统运行费 用。 从地方应对来看，青海在 2024 年底针对光热推出的独立上网电价，是各地能给 出的最高价格，青海作为目前在建项目最多的省份，给予了相当大的支持。其 他省份的机制电价较低，但是光热发电场在建成后仍然有较大的降本空间（下 一章会详细论述），未来在市场化电价的倒逼下，电价成本有望进一步下行，与 市场接轨。

2.市场空间：较多项目规划在途，十五五期间新增装机或达到 15GW

2.1 目前市场空间：我国在建/规划体量超过现存建成体量 9 倍，大量项目在 途

光热发电的未来市场空间广阔，较多项目规划在途。根据国家太阳能光热联盟 统计，截至 2024 年底，我国光热发电领域建成发电装机 838.2MW，其中熔融盐 塔式 481MW，导热油槽式 191MW，熔盐线菲式 166MW，超临界二氧化碳太阳能热 发电 0.2MW(全球首座第四代太阳能热发电系统);而在建装机 3300MW，包含 34 个项目，同时规划装机 4750MW-4800MW，包含 37 个项目。

2024 年底，全球光热发电累计装机容量达 7900.2MW(含美国上个世纪 80 年代建 设目前已退役的 8 座槽式电站，总装机容量 274MW，最长运行时间超过 30 年)。

目前主要新增光热发电站分布于青海、西藏等地。据国家太阳能光热联盟梳理 统计，截至 2024 年底，我国各省和自治区在建(列入政府名单)光热发电项目约 34 个，总装机容量 3300MW，预计多数将于 2025 年完成建设；拟建(列入政府名 单)光热发电项目 37 个，总装机容量 4750-4800MW。

2.2 未来空间：十五五期间新增装机量或达到 15GW

风电光电作为不稳定电源，需要配套相应的蓄能系统，2030 年需求空间大。据 全球能源互联网发展合作组织相关研究，2030 年，预计我国电源总装机 38 亿千 瓦，其中清洁能源装机 25.7 亿千瓦，占比 67.5%，清洁能源发电量 5.8 万亿千 瓦时，占比 52.5%，煤电装机 10.5 亿千瓦，风、光装机分别为 8 亿、10.25 亿 千瓦。2024 年，火电发电量已经几乎停止新增，未来新能源发电有望成为新增 电量的主要贡献。

目前新增风光项目较多会配套光热一体化。在去补贴以及国家以沙漠、戈壁、 荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设的新形势下，光热发 电以风光一体化项目形式建设。光热电站的系统配置，考虑在满足装机规模储 能时长、系统设备安全性等要求前提下降低初投资。与国家第一批光热发电示 范项目相比，目前大多数光热+新能源电站项目均配备了大容量的电加热器，用 于吸纳光伏和风电的弃电:光热电站在电力系统中的功能发生了变化，由此前的 "能发尽发"的独立电源调整为"储能调峰"，储能时间也按照项目需求优化为 8 小时左右，聚光系统规模比第一批示范项目减少，等效年利用小时数较低。

目前储能项目并未完全适配风光电需求。据 CNESA 数据，截至 2024 年底，累计 电力储能装机达到 137.9GW，同比+59.9%，新型储能装机规模(78.3GW)首次超过 抽水蓄能(58.5GW)，同期，风电装机 521GW、太阳能装机 887GW。由于我国储能 投资从 2022 年左右开始才进入发展快车道，目前储能装机和风光电装机并不完 全匹配。 以南瑞支撑河北丰宁抽水蓄能电站为例，总装机规模达 360 万千瓦（3.6GW）， 双向调节能力达到 720 万千瓦，设计年发电量 66 亿千瓦时，年消纳新能源电量87 亿千瓦时，参照我国 2024 年风电、光电装机量和发电量，可以按比例测算出 87 亿千瓦时的消纳电量约相当于 6GW 的风电装机或 23GW 的太阳能装机，即该体 量的风电或者太阳能装机，对应约 3.6GW 的抽水蓄能电站，数值比例约为风电 装机：储能装机=10：6，太阳能装机：储能装机=6.4：1，现存的风电装机 521GW、太阳能装机 887GW 理论需要 451GW 的储能装机。

87 亿千瓦时，参照我国 2024 年风电、光电装机量和发电量，可以按比例测算出 87 亿千瓦时的消纳电量约相当于 6GW 的风电装机或 23GW 的太阳能装机，即该体 量的风电或者太阳能装机，对应约 3.6GW 的抽水蓄能电站，数值比例约为风电 装机：储能装机=10：6，太阳能装机：储能装机=6.4：1，现存的风电装机 521GW、太阳能装机 887GW 理论需要 451GW 的储能装机。