光热年底大冲刺：造价是光伏三倍，为何光热还能“冲”起来？

（原标题：光热年底大冲刺：造价是光伏三倍，为何光热还能“冲”起来？）

图片来源于网络，如有侵权，请联系删除

经济观察报记者 王雅洁

图片来源于网络，如有侵权，请联系删除

图片来源于网络，如有侵权，请联系删除

2025年年底，在中国西北广袤的荒漠和高原上，一场与时间赛跑的“并网冲刺”正在多个光热项目中同步上演。

11月下旬，国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100兆瓦（MW）光热部分全面进入安装阶段。

在新疆，11月初，大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100MW光热部分聚光集热系统完工，转入调试；同在11月，新华发电博州100MW光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网。

三峡能源青海直流二期100MW光热项目则在11月多次实现满负荷稳定运行。

这一波冲刺的背后，是政策层面为光热发展亮起的多个绿灯。

11月25日，新疆维吾尔自治区发改委发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购。

11月28日，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目。

11月，海南电力交易中心印发的《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》明确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围。

海南省发改委一位人士对经济观察报说：“（该细则的）核心考虑是给早期明确投资预期的项目提供保障，一批已确定技术路线和商业模式的光热项目，基础收益的确定性也获得了保障。”

更为关键的顶层设计也在11月落地，国家发展改革委、国家能源局当月联合印发的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（下称“指导意见”），首次从国家层面明确提出，光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值。

一系列密集的项目推进与政策落地表明，曾被成本和技术难题困扰的光热发电，正凭借其长时间储能和同步发电机特性，在构建新型电力系统的战略需求中，找到定位，从示范探索迈向规模化开局的新节点。

经济观察报在采访中获悉，光热项目的提速并非一片坦途。高昂的初始投资成本与仍显不足的设备可靠性，是行业规模化发展需要解决的关键难题。

上述海南省发改委人士对经济观察报表示，即便在政策支持下，如何实现从政策性驱动到经济性驱动的根本性跨越，考验着行业的长期可持续发展能力。

年底并网冲刺

11月下旬，新疆哈密大唐石城子项目现场，一名负责调试的企业工程师在电话中对经济观察报说：“现在是最关键的调试冲刺期，所有人都在连轴转，目标是年底前实现并网。”

11月17日，该项目刚刚完成蒸汽吹扫这一关键节点。同样在新疆，新华水力发电有限公司博州项目，目标直指12月底倒送电并网。

青海的“战场”同样火热。

三峡能源青海直流二期100MW光热项目，在11月多次实现满负荷稳定运行，标志着这一标志性项目从建起来到稳下来的进展。

更早的9月25日，青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分，已启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段。

在海拔更高的西藏，项目建设承载着更多意义。11月20日，那曲市委干部一行赴西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目调研，该项目100MW光热部分的吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度。

西藏自治区能源局相关负责人曾公开表示，在西藏这样生态脆弱、电网薄弱的地区，光热发电的稳定输出和储能特性，对于保障电力供应、减少对化石能源依赖具有战略价值。

一名能源央企人士刘鑫分析，这股冲刺浪潮的背后，有一条清晰的逻辑主线：2025年三季度以来，从国家到地方层面，对光热在新型电力系统中定位的认可和支持政策日趋明朗，特别是11月国家层面指导意见的出台，为光热的价值变现打开了市场通道预期。

在刘鑫看来，这极大地提振了企业在年底前完成项目主体工程、锁定政策利好的积极性。同时，西部地区的有效施工窗口期即将因严寒而关闭，抢在冬季前完成室外安装和关键调试，是保障项目工期的现实需要。

据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，我国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦。如今，这些项目中的相当一部分，正汇聚在2025年底至2026年初这个时间节点上，试图将图纸和钢筋水泥转化为实实在在的并网发电能力。

中国电建西北勘测设计研究院有限公司在光热设计领域市场占有率领先，其专家在接受行业媒体采访时曾分析，2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期，其实际运行效果将对行业后续发展产生深远影响。

“硬骨头”

尽管政策东风已至，项目如火如荼，但经济观察报联系多个光热项目后获悉，高昂的成本与设备可靠性的挑战，仍是行业需要啃下的硬骨头。

参与光热项目EPC（工程总承包）的企业负责人刘海潮对经济观察报说：“造价依然是光伏的3倍左右，这是最现实的门槛之一。”

根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》的数据，一个100MW、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间。作为对比，同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币，成本差距显著。

成本高企的背后，是技术密集和材料密集的产业特性。

一名负责光热项目采购的国企负责人举例称：“看起来国产化率超过95%了，但一些最核心、工况最严苛的部件，我们心里还是更倾向于进口品牌，哪怕贵、哪怕交货期长。”

他解释，进口关键设备如高温熔盐泵、阀门等，采购成本和维护费用高昂，且交货周期受国际供应链影响大，但为了保障电站首年运行的可靠性，有时不得不做此选择。

这种对可靠性的极致追求，在自然条件恶劣的项目地更被放大。

在西藏安多县，海拔超过4700米，高寒缺氧，年有效施工期短。施工方不仅需要应对混凝土养护等特殊技术难题，还需为所有设备和管道配置极厚的保温层，并解决极端低温下的防冻问题，这些都直接推高了建设成本和增加了工期的不确定性。

上述负责光热项目采购的负责人所在团队测算，现阶段光热的平准化度电成本（LCOE）仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍。这意味着，在当前的电力市场环境下，如果没有针对其调峰、储能等系统价值的额外补偿机制，光热电站参与市场化竞争将非常困难。

国家发展改革委、能源局11月10日的《指导意见》指明了容量电价、辅助服务等价值兑现路径，但具体如何量化、如何交易、收益多少，尚未有成熟的细则和市场价格形成机制。多位受访业内人士指出，该《指导意见》是顶层设计框架，具体的交易规则、补偿标准等实施细则，有待各地在后续电力市场建设中探索和明确。

因此，当前光热项目的加速推进，很大程度上仍依赖于“一体化”模式下的政策性配置和地方政府对于提升新能源基地调节能力的诉求。另一名参与中广核光热项目建设的人士对经济观察报分析认为，企业面对的是一个复杂的等式：一边是看得见但巨额的初始投入和运维成本，另一边是尚未完全明朗、但充满预期的长期价值回报。

探路

政策层面对光热“系统调节者”身份的正式确认，以及地方层面多样化的机制探索，正在为光热的发展探索一条不同于单纯电价补贴的新路径。

最具突破性的顶层设计来自2025年11月10日国家两部委的《指导意见》。这一文件明确“光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现调峰价值”。

中国科学院电工研究所研究员、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长王志峰认为，这相当于从国家层面，为光热的价值正名并“开了户口”。光热发电的盈利模式，将从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制。

这一转变的背后，是电力系统需求方的现实考量。中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆曾公开表示，随着风电、光伏占比激增，电网对灵活性资源的需求急剧增加，光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用。

地方层面，更具体、更具差异化的探索已经展开。

青海省发布的《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》中明确，2024年到2028年单独建设的光热示范项目，上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易。这为青海吸引更多的光热投资提供了稳定的价格锚。

当前，光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式，而国家和地方的政策也正据此进行分类支持。文中提及的大唐石城子、三峡哈密等项目，是典型的“一体化配套”模式，即在大型新能源基地中，将光热作为调节电源与风电、光伏打包开发。这种模式是当前项目推进的主流。

内蒙古则在全国率先出台了《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定了“光热+新能源”一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准，甚至创新性地允许配置不超过10%发电量的补燃系统，以极端情况下保障出力，但要求碳排放强度不高于100克/千瓦时。

新的考量

企业也在探索新的可能性。

经济观察报获悉，三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网，其采用的“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸的吸热塔，模块化程度更高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力。

同时，青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50MW提升至100MW甚至规划350MW，通过规模化进一步摊薄成本。

产业链上的一家江苏光热设备企业，则聚焦在“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术的研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本。

刘海潮说：“未来的竞争，不是光热与光伏比谁便宜，而是‘光伏+电池储能’与‘光热（自带储能）’比，谁能以更低的系统成本，为电网提供更稳定、更优质的电力服务。”

从海南的政策接口，到新疆的优先发电，再到青海的固定电价和内蒙古的一体化细则，不同的支持路径共同指向一个目标：让光热的技术价值，找到商业价值的落点。

新政策的密集出台在为行业注入强心针的同时，一个现实问题也随之浮现：这是否会引发一轮脱离实际的过热投资？从政策制定者和行业观察者的角度看，当前的鼓励政策中已包含了防止无序扩张的审慎考量。

国家能源局在2025年8月的一份提案答复中明确，将在“十五五”可再生能源发展规划中“合理安排相关发展布局”。这一定调表明，政策推动的是与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”，而非一拥而上的泡沫化。

此外，光热发电项目本身极高的技术和资金门槛、漫长的建设周期，以及持续依赖政策性支持的现状，构成了天然的“过滤器”。

国家能源局数据显示，2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦，行业正处在从示范迈向规模化的关键爬坡期，而非低门槛的过热期。

刘鑫认为，虽然光热发展还面临成本等难题，但方向已经清晰，光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者。

对于“新政是否意味着光热可以涨价”的问题，数位参与光热项目建设、运营的人士曾对经济观察报表示，新政的核心在于为光热创造价值变现的通道，而非简单的涨价。随着《指导意见》明确容量电价、辅助服务等补偿机制，光热项目的综合收益有望得到提升，但这取决于后续各地实施细则的落地和市场交易价格的形成。

一位参与青海一体化光热项目的人士表示，新政后，光热项目的经济性模型将发生变化，在原有电量收入基础上，叠加的容量或辅助服务收益将改善项目整体回报预期，但具体能“涨”多少，尚无统一标准，需一案一议，等待市场机制的进一步明确。