在风电、光伏等新能源装机量持续攀升的今天，间歇性供电带来的电网稳定难题日益凸显。而光热发电凭借“储热+发电”一体化优势，既能实现24小时连续供电，又能发挥调峰调频作用，成为新型电力系统中不可或缺的“稳定器”。如今，我国光热发电在技术创新、产业规模、应用场景等方面不断突破，同时也面临着政策支持与核心技术攻关的双重诉求。
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长在接受中国工业报记者专访时表示，“我国光热发电正稳步迈向高参数、大容量的规模化发展新阶段。”
光热发电是利用熔盐等介质吸收太阳光中的热能，把热能通过设备和工艺转化为蒸汽能，再使用汽轮机将其转化为电能。与利用太阳能电池板吸收阳光发电的光伏发电原理不同，光热发电不仅仅可以利用熔盐把阳光的热能储存下来，还可以在晚间把熔盐热能转化为蒸汽能，推动汽轮机发电，弥补光伏在夜间和阴雨天不能发电的缺口，既促进新能源消纳，又保持稳定的清洁电力输出。
按照聚光方式可分为塔式、槽式、线性菲尼尔式等，其核心功能是实现“光到热”的转换。目前，这些技术均已成熟。王志峰介绍，塔式光热技术的发展可追溯至20世纪60年代的前苏联，为后续产业化奠定了技术基础。
1976年，法国在比利牛斯山附近建成全球首座熔岩塔式光热电站，实现了技术从理论到实践的突破
；美国随后打造的Solar One、Solar Two电站，进一步完成了关键技术验证与商业化模式探索。
联合成立的鲁兹公司（Luz International Limited）于1980年研制成功，标志着该技术正式迈入实用化阶段。
作为槽式技术的重要应用市场，美国已投运的槽式太阳能光热电站总装机容量累计达353.8兆瓦。
我国不仅实现设备制造与运维的全链条自主化，运行可靠性更是位居世界领先水平，已运行6年的熔岩塔式电站未出现因事故导致的停运情况，而部分国外塔式电站曾因吸热器、盐罐等系统故障暂停运行。
我国以导热油为介质的系统运行水平与国际相当，中船重工乌拉特中旗100兆瓦、中广核德令哈50兆瓦槽式电站均采用国产核心设备，其中乌拉特中旗电站2023年等效运行小时数达3300小时，创下行业佳绩。
我国首创熔盐介质技术，经大成公司十余年攻关已实现成熟应用，成为中国独有的技术亮点。
技术的成熟与自主化，为我国光热发电规模化发展提供了坚实支撑。10月16日，青海格尔木350兆瓦塔式光热发电项目正式开工，总投资约54.35亿元，镜场总面积达330万平方米。
该项目以全球单机顶级规模、镜场反射面积最大、储能顶级规模、年设计发电量最高的多重优势，成为产业高质量发展的重要里程碑。
项目采用我国自主研发的塔式熔盐储能核心技术，通过“三塔一机”设计实现24小时连续稳定发电，建成后年发电量约9.6亿千瓦时，相当于每年节约标煤26.34万吨、减排二氧化碳72万吨，计划于2027年9月底前全容量并网。
”王志峰评价道，光热发电的热力学循环特性决定了高参数是必然趋势，就像火电机组的发展路径一样，单机容量向300兆瓦及以上升级是产业成熟的重要标志。
王志峰透露，目前，行业已开始策划吉瓦级项目，未来将逐步实现更大规模的突破。
与国际领先水平相比，我国光热发电产业形成多维优势，并且在前沿技术领域不断突破。
2024年8月，由中国科学院电工研究所牵头联合国内17家单位，包括6个院士团队在内承担的国家重点研发计划“超临界CO₂太阳能热发电关键基础问题研究”项目顺利通过国家自然基金委组织的绩效评价，该项目首次采用固体颗粒陶瓷作为塔式吸热与传热一体化介质，实现700度高温超临界二氧化碳发电，远超传统熔盐560度的极限温度，有关技术处于世界领头羊。这种基于布莱顿循环的技术路线，与传统熔盐电站的朗肯循环形成差异化竞争，为效率提升开辟新路径。
针对青海海西州等地区多云天气占比高（晴天中70%为多云）的复杂天气特征情况，当地科研团队重点攻克了吸热器与光场的协同适配难题。面对多云天气下聚光强度从“400个太阳”骤降至0、再快速回升的极端波动，通过优化集热器、运力与光场的协调控制，有很大成效避免了吸热器因热冲击受损，保障了系统稳定运行，这一突破为复杂气候区域光热电站的高效运营提供了关键支撑。
我国已从传统的BCS校误技术，升级至人工视觉+人工光源的24小时校准方案，定日镜误差控制水平大幅度的提高。此前行业普遍误差约为2.5毫弧度，目前最优水平已降至1.18毫弧度，明显提升了聚光效率与光热转换稳定性，为电站发电量提升奠定了基础。
尽管在多个技术方向取得领跑成果，但我国光热发电在核心技术与产业化层面仍面临亟待突破的瓶颈。
王志峰指出，塔式聚光效率提升是第一个任务，目前50兆瓦级电站年平均光学效率不足40%，导致聚光镜占地需求大，敦煌100兆瓦电站最远定日镜距塔已达1.8公里，影响能量传输效率，若能将光学效率提升至80%，可实现同等功率下占地面积减半。
需研发高密度聚光技术，将吸热器表面平均聚光密度从当前300-400千瓦/平方米提升至600千瓦/平方米，以满足700-800度高温需求。
突破大容量透平机组产业化，目前全球尚无商业化百兆瓦级设备，我国已建成的相关示范项目功率多在25兆瓦及以下，与大规模应用需求差距明显。
菲尼尔式电站运行可靠性提升、槽式熔盐介质商业化应用及真空集热管高温破裂问题，也是行业需要持续攻克的课题。
对于国内大多选择塔式光热路线，王志峰客观分析：“火电背景从业者更倾向高参数技术，
，全球在运电站仍以槽式居多，且槽式在规模化扩展上可能更具便利性，运行寿命已达20年以上。”他透露，光热联盟已启动专项课题，深入研究不同聚光发电技术的特性与经济性，为产业高质量发展提供支撑。
凭借稳定供电、灵活调节及产业链带动能力，光热发电在新型电力系统中具有无法替代的作用，且与电化学储能形成优势互补的发展格局。
从国家层面赋予了其“基础负荷电源、调节电源和产业链拉动者”的三重核心定位。
王志峰指出，这一战略定位通过多项政策得以明确：《关于促进新时代新能源高水平发展的实施方案》（〔2022〕39号）提出，光热发电作为新能源供给消纳体系的重要组成部分，需与风电、光伏协同发展，发挥基础负荷和调节电源作用；《能源重点领域大规模设备更新实施方案》（发改能源〔2024〕1537号）则将其纳入设备更新重点领域，强调其对玻璃、钢铁等产业链的拉动作用和产业升级价值。
与风电、光伏的间歇性不同，光热发电可通过储热系统实现连续稳定供电，是当前少数能承担基础负荷的绿电类型。中广核德令哈50兆瓦槽式光热电站2023年创下230天连续稳定运行的纪录，充分印证了其作为基础负荷电源的可靠性，而这一连续供电能力是其他新能源难以企及的。
在储能技术多元化发展的当下，光热发电相较于电化学储能也具有其独特优势。
王志峰从技术成熟度、成本适配性和电网兼容性三个维度进行了分析。在大容量应用场景中，光热发电具备显著成本优势，其储热罐、换热器等核心设备技术成熟，且易于与火电融合，天然具备调频调压的电网适配特性，可直接满足电网运行要求。
“电源应主动适应电网，而非让电网迁就电源”，王志峰提出了“智能电源”而非“智能电网”的独到观点。他认为，电网经过数百年发展已形成稳定运行体系，若要求电网通过智能化改造适配各类间歇性电源，会大幅度的增加电网不稳定风险，全球多次大规模停电事件均与此相关。
发电模式，完全满足电网对调频、调峰的特性要求，无需依赖虚拟电厂等辅助手段，是天然适配电网的“友好型电源”。
此外，光热发电的储热系统具有低成本、大容量、长时调平的特性，可有效平抑光伏、风电的出力波动，将不稳定的电能转化为稳定输出后再接入电网，避免了火电为快速调峰而增加的煤耗与污染排放。王志峰客观分析，光热发电的调控速率虽不及锂离子电池，但电网的核心需求是平稳运行，而非极致的快速调峰能力，二者在应用场景中可形成互补——锂电负责快速响应调节，光热发电承担长时稳定供电，通过组合模式提升电网整体稳定性。
光热发电与电化学储能并非竞争关系，而是长短时储能与调节电源的优化组合。
光热发电凭借基础负荷供电、长时储热调节和产业链拉动的综合优势，电化学储能依托快速响应能力，二者协同发力可构建更高效、稳定的新能源供给体系。
产业的持续升级与规模化扩张，离不开针对性的政策支持保驾护航。王志峰表示，
当前我国光热发电产业高质量发展亟需针对性政策支持，建议从容量电价核定、先进的技术示范激励、国际化布局扶持三方面发力。
随着电力市场改革推进，光热发电全面纳入电力市场后，投资回报的不确定性成为制约产业高质量发展的核心瓶颈。“今年已无新批准的光热电站项目，核心问题在于投资回收期难以测算”，他强调，光热发电项目投资规模大，而当前电力市场行情报价波动频繁，企业没办法预判未来收益，极大抑制了投资积极性。
作为具备基础负荷和调节功能的稳定电源，光热发电的容量价值尚未得到充分体现，容量电价的落地将大大降低市场风险，吸引社会资本参与，为产业规模化发展奠定基础。
在技术创新激励方面，王志峰提出借鉴光伏“领跑者计划”的成功经验，为光热发电先进的技术示范项目设立特殊电价政策。
他表示，光热发电系统集成度高、投资规模大，针对低成本、高参数的创新技术（如可实现度电成本降至0.2-0.4元/千瓦时的技术路线），亟需通过专项示范电价给予支持。
“无需覆盖所有项目，仅针对真正具备突破价值的先进的技术示范电站”，王志峰强调，这种差异化政策将带领企业聚焦核心技术攻关，加速700摄氏度以上熔盐储能、超临界二氧化碳循环等前沿技术的产业化落地，推动产业向“高参数、低成本”转型。
国际化布局成为王志峰重点倡导的另一政策方向。他提出，俄乌冲突后欧洲天然气供应短缺导致电力成本飙升，为非洲绿电出口欧洲创造了历史机遇，而我国光热发电产业在技术和成本上具备显著优势，
王志峰建议，国家层面可统筹推动“非洲绿电基地+欧洲消纳市场”的跨境电力合作：
一方面，支持中国企业在北非地区投资建设光热电站，该区域年辐照量可达2200-2300千瓦时/平方米，远超我国德令哈地区的1900千瓦时/平方米，零海拔、广阔戈壁等优越条件可使度电成本降至0.3-0.4元/千瓦时；
另一方面，通过外交层面沟通协调，推动欧洲电力买家采购非洲绿电，尤其可优先联动与我国关系友好的西班牙，以其为突破口接入欧洲电网，打开欧洲消纳市场。
他进一步建议，外交部、商务部及驻外使馆可发挥桥梁作用，通过商务参赞对接、政府间协商等方式，搭建中国企业、非洲电站项目与欧洲电力买家的合作通道，形成“投资建设-电力输出-市场消纳”的完整闭环，为我国光热发电产业开拓千亿级海外市场空间。
随着度电成本的持续下降，全球市场格局或将重塑，与此同时，光热发电的跨行业应用边界正持续拓宽。
王志峰指出，我国光热发电正加速向GW级大容量方向发展，核心目标是实现“风光热打捆替代火电”。
地域布局上，内蒙古因电力负荷近、太阳资源与土地条件优越，成为首选发展区域，包头北部、阿拉善等地将重点布局；新疆、青海及甘肃与宁夏交界区域凭借优质资源，也将成为重要产业承载地。
技术路线上，高参数化成为核心发展趋势。700摄氏度及以上熔盐储能、650度超临界二氧化碳布雷顿循环、颗粒吸热等前沿技术正处于研发阶段，预计2030年进入示范阶段，10年内实现商业化落地。这些技术突破将推动度电成本一下子就下降，未来5年有望降至0.4元/千瓦时，10年后进一步降至0.3-0.32元/千瓦时，与当前上网电价持平，彻底激活产业高质量发展潜力。王志峰强调，“哪个技术能支撑大容量发展，哪个就会成为主流”，高参数技术的商业化将是产业竞争的关键。
在“双碳”目标驱动下，光热发电正跳出单一电力供给范畴，向跨行业高温热能替代领域拓展。
王志峰透露，太阳能在水泥、陶瓷烧制领域的应用已纳入国家重点研发计划，目前已取得实质性进展，有关技术已成功产出部分产品；太阳能农业应用场景持续丰富，太阳能建材也进入研发阶段，成为陶瓷领域创新延伸方向。
对于钢铁行业的光热应用，王志峰认为受场地等条件限制，短期突破难度较大，而水泥、陶瓷等建材领域将成为光热跨行业应用的核心突破口，有望为工业减碳提供重要支撑。
谈及全球市场格局，王志峰表示，当前国外光热发电新增投资乏力，产业重心已向中国转移，我国在产业化层面已形成天然优势。
未来5-10年，随着度电成本降至具备市场竞争力的水平，叠加稳定供电的独特优势，我国光热发电将在全球市场中占据主导地位。
不过，技术领域仍需持续发力巩固优势。王志峰强调，美国、澳大利亚、欧盟均在布局颗粒吸热、高温超临界二氧化碳循环等前沿技术，
我国需在“十五五”期间争取国家持续支持，重点突破800度级颗粒吸热、高参数循环系统等核心技术，保持在全球高参数光热技术领域的领头羊，逐步扩大全球市场占有率。
