光熱年底大沖刺：造價是光伏三倍，為何光熱還能“沖”起來？

經濟觀察報記者 王雅潔

2025年年底，在中國西北廣袤的荒漠和高原上，一場與時間賽跑的“并網沖刺”正在多個光熱項目中同步上演。

11月下旬，國家能源集團敦煌“光熱+”一體化項目100兆瓦（MW）光熱部分全面進入安裝階段。

在新疆，11月初，大唐石城子100萬千瓦“光熱+光伏”一體化項目中的100MW光熱部分聚光集熱系統完工，轉入調試；同在11月，新華發電博州100MW光熱項目定日鏡安裝完成94%，全面轉入分系統調試，沖刺12月底并網。

三峽能源青海直流二期100MW光熱項目則在11月多次實現滿負荷穩定運行。

這一波沖刺的背后，是政策層面為光熱發展亮起的多個綠燈。

11月25日，新疆維吾爾自治區發改委發布通知，明確對國家示范光熱項目優先小時數按批復保障收購。

11月28日，青海省發改委發布的首批綠電直連試點項目清單中包含了光熱項目。

11月，海南電力交易中心印發的《海南省增量新能源項目可持續發展價格結算機制競價實施細則》明確，2025年6月1日前已明確電價的光熱項目不納入機制電價競價主體范圍。

海南省發改委一位人士對經濟觀察報說：“（該細則的）核心考慮是給早期明確投資預期的項目提供保障，一批已確定技術路線和商業模式的光熱項目，基礎收益的確定性也獲得了保障。”

更為關鍵的頂層設計也在11月落地，國家發展改革委、國家能源局當月聯合印發的《關于促進新能源消納和調控的指導意見》（下稱“指導意見”），首次從國家層面明確提出，光熱發電可通過輔助服務、容量電價等方式兌現其調峰價值。

一系列密集的項目推進與政策落地表明，曾被成本和技術難題困擾的光熱發電，正憑借其長時間儲能和同步發電機特性，在構建新型電力系統的戰略需求中，找到定位，從示范探索邁向規模化開局的新節點。

經濟觀察報在采訪中獲悉，光熱項目的提速并非一片坦途。高昂的初始投資成本與仍顯不足的設備可靠性，是行業規模化發展需要解決的關鍵難題。

上述海南省發改委人士對經濟觀察報表示，即便在政策支持下，如何實現從政策性驅動到經濟性驅動的根本性跨越，考驗著行業的長期可持續發展能力。

年底并網沖刺

11月下旬，新疆哈密大唐石城子項目現場，一名負責調試的企業工程師在電話中對經濟觀察報說：“現在是最關鍵的調試沖刺期，所有人都在連軸轉，目標是年底前實現并網。”

11月17日，該項目剛剛完成蒸汽吹掃這一關鍵節點。同樣在新疆，新華水力發電有限公司博州項目，目標直指12月底倒送電并網。

青海的“戰場”同樣火熱。

三峽能源青海直流二期100MW光熱項目，在11月多次實現滿負荷穩定運行，標志著這一標志性項目從建起來到穩下來的進展。

更早的9月25日，青海海南、海西基地青豫直流外送項目的光熱部分，已啟動高溫熔鹽儲罐化鹽工作，進入熱力系統調試關鍵階段。

在海拔更高的西藏，項目建設承載著更多意義。11月20日，那曲市委干部一行赴西藏開投安多縣土碩100MW光熱+800MW光伏一體化項目調研，該項目100MW光熱部分的吸熱塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度。

西藏自治區能源局相關負責人曾公開表示，在西藏這樣生態脆弱、電網薄弱的地區，光熱發電的穩定輸出和儲能特性，對于保障電力供應、減少對化石能源依賴具有戰略價值。

一名能源央企人士劉鑫分析，這股沖刺浪潮的背后，有一條清晰的邏輯主線：2025年三季度以來，從國家到地方層面，對光熱在新型電力系統中定位的認可和支持政策日趨明朗，特別是11月國家層面指導意見的出臺，為光熱的價值變現打開了市場通道預期。

在劉鑫看來，這極大地提振了企業在年底前完成項目主體工程、鎖定政策利好的積極性。同時，西部地區的有效施工窗口期即將因嚴寒而關閉，搶在冬季前完成室外安裝和關鍵調試，是保障項目工期的現實需要。

據《中國太陽能熱發電行業藍皮書2024》統計，截至2025年初，我國在建光熱發電項目超過30個，總裝機容量約310萬千瓦。如今，這些項目中的相當一部分，正匯聚在2025年底至2026年初這個時間節點上，試圖將圖紙和鋼筋水泥轉化為實實在在的并網發電能力。

中國電建西北勘測設計研究院有限公司在光熱設計領域市場占有率領先，其專家在接受行業媒體采訪時曾分析，2025年至2026年將是國內首批大規模“光熱+新能源”一體化項目集中投產的驗證期，其實際運行效果將對行業后續發展產生深遠影響。

“硬骨頭”

盡管政策東風已至，項目如火如荼，但經濟觀察報聯系多個光熱項目后獲悉，高昂的成本與設備可靠性的挑戰，仍是行業需要啃下的硬骨頭。

參與光熱項目EPC（工程總承包）的企業負責人劉海潮對經濟觀察報說：“造價依然是光伏的3倍左右，這是最現實的門檻之一。”

根據《中國太陽能熱發電行業藍皮書2024》的數據，一個100MW、8小時儲熱的塔式光熱電站，單位千瓦造價目前在1.2萬到1.7萬元人民幣之間。作為對比，同期大型光伏電站的單位千瓦造價已普遍降至3000元至4000元人民幣，成本差距顯著。

成本高企的背后，是技術密集和材料密集的產業特性。

一名負責光熱項目采購的國企負責人舉例稱：“看起來國產化率超過95%了，但一些最核心、工況最嚴苛的部件，我們心里還是更傾向于進口品牌，哪怕貴、哪怕交貨期長。”

他解釋，進口關鍵設備如高溫熔鹽泵、閥門等，采購成本和維護費用高昂，且交貨周期受國際供應鏈影響大，但為了保障電站首年運行的可靠性，有時不得不做此選擇。

這種對可靠性的極致追求，在自然條件惡劣的項目地更被放大。

在西藏安多縣，海拔超過4700米，高寒缺氧，年有效施工期短。施工方不僅需要應對混凝土養護等特殊技術難題，還需為所有設備和管道配置極厚的保溫層，并解決極端低溫下的防凍問題，這些都直接推高了建設成本和增加了工期的不確定性。

上述負責光熱項目采購的負責人所在團隊測算，現階段光熱的平準化度電成本（LCOE）仍在0.7元/千瓦時以上，是同期光伏成本的2到3倍。這意味著，在當前的電力市場環境下，如果沒有針對其調峰、儲能等系統價值的額外補償機制，光熱電站參與市場化競爭將非常困難。

國家發展改革委、能源局11月10日的《指導意見》指明了容量電價、輔助服務等價值兌現路徑，但具體如何量化、如何交易、收益多少，尚未有成熟的細則和市場價格形成機制。多位受訪業內人士指出，該《指導意見》是頂層設計框架，具體的交易規則、補償標準等實施細則，有待各地在后續電力市場建設中探索和明確。

因此，當前光熱項目的加速推進，很大程度上仍依賴于“一體化”模式下的政策性配置和地方政府對于提升新能源基地調節能力的訴求。另一名參與中廣核光熱項目建設的人士對經濟觀察報分析認為，企業面對的是一個復雜的等式：一邊是看得見但巨額的初始投入和運維成本，另一邊是尚未完全明朗、但充滿預期的長期價值回報。

探路

政策層面對光熱“系統調節者”身份的正式確認，以及地方層面多樣化的機制探索，正在為光熱的發展探索一條不同于單純電價補貼的新路徑。

最具突破性的頂層設計來自2025年11月10日國家兩部委的《指導意見》。這一文件明確“光熱發電可通過輔助服務、容量電價等方式兌現調峰價值”。

中國科學院電工研究所研究員、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟理事長王志峰認為，這相當于從國家層面，為光熱的價值正名并“開了戶口”。光熱發電的盈利模式，將從主要依靠發電量收入，轉向“電能量收入+調節服務收入”的雙軌制。

這一轉變的背后，是電力系統需求方的現實考量。中國電力企業聯合會黨委書記、常務副理事長楊昆曾公開表示，隨著風電、光伏占比激增，電網對靈活性資源的需求急劇增加，光熱對于增強電力系統調節能力、支撐電網安全穩定運行具有重要作用。

地方層面，更具體、更具差異化的探索已經展開。

青海省發布的《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》中明確，2024年到2028年單獨建設的光熱示范項目，上網電價按0.55元/千瓦時執行，且不參與市場化交易。這為青海吸引更多的光熱投資提供了穩定的價格錨。

當前，光熱項目主要分為“一體化配套建設”和“單獨建設”兩種模式，而國家和地方的政策也正據此進行分類支持。文中提及的大唐石城子、三峽哈密等項目，是典型的“一體化配套”模式，即在大型新能源基地中，將光熱作為調節電源與風電、光伏打包開發。這種模式是當前項目推進的主流。

內蒙古則在全國率先出臺了《光熱發電與風電光伏發電一體化系統項目實施細則》，詳細規定了“光熱+新能源”一體化項目的配置比例、調峰能力和技術標準，甚至創新性地允許配置不超過10%發電量的補燃系統，以極端情況下保障出力，但要求碳排放強度不高于100克/千瓦時。

新的考量

企業也在探索新的可能性。

經濟觀察報獲悉，三峽集團在新疆哈密的100萬千瓦“光熱+光伏”一體化項目于2025年9月實現全容量并網，其采用的“線性菲涅爾”光熱技術，因無需建造高聳的吸熱塔，模塊化程度更高，被認為在降低建設和維護成本方面具有潛力。

同時，青海、甘肅等地新批復的項目，單機規模普遍從早期的50MW提升至100MW甚至規劃350MW，通過規模化進一步攤薄成本。

產業鏈上的一家江蘇光熱設備企業，則聚焦在“新一代超高溫熔鹽儲熱系統”等前沿技術的研發，試圖從核心部件環節推動技術迭代和降本。

劉海潮說：“未來的競爭，不是光熱與光伏比誰便宜，而是‘光伏+電池儲能’與‘光熱（自帶儲能）’比，誰能以更低的系統成本，為電網提供更穩定、更優質的電力服務。”

從海南的政策接口，到新疆的優先發電，再到青海的固定電價和內蒙古的一體化細則，不同的支持路徑共同指向一個目標：讓光熱的技術價值，找到商業價值的落點。

新政策的密集出臺在為行業注入強心針的同時，一個現實問題也隨之浮現：這是否會引發一輪脫離實際的過熱投資？從政策制定者和行業觀察者的角度看，當前的鼓勵政策中已包含了防止無序擴張的審慎考量。

國家能源局在2025年8月的一份提案答復中明確，將在“十五五”可再生能源發展規劃中“合理安排相關發展布局”。這一定調表明，政策推動的是與電網消納能力、技術進步節奏相匹配的“規模化”，而非一擁而上的泡沫化。

此外，光熱發電項目本身極高的技術和資金門檻、漫長的建設周期，以及持續依賴政策性支持的現狀，構成了天然的“過濾器”。

國家能源局數據顯示，2025年上半年全國光熱發電裝機為152萬千瓦，行業正處在從示范邁向規模化的關鍵爬坡期，而非低門檻的過熱期。

劉鑫認為，雖然光熱發展還面臨成本等難題，但方向已經清晰，光熱不再僅僅是發電的選項，也是新型電力系統中服務的供給者。

對于“新政是否意味著光熱可以漲價”的問題，數位參與光熱項目建設、運營的人士曾對經濟觀察報表示，新政的核心在于為光熱創造價值變現的通道，而非簡單的漲價。隨著《指導意見》明確容量電價、輔助服務等補償機制，光熱項目的綜合收益有望得到提升，但這取決于后續各地實施細則的落地和市場交易價格的形成。

一位參與青海一體化光熱項目的人士表示，新政后，光熱項目的經濟性模型將發生變化，在原有電量收入基礎上，疊加的容量或輔助服務收益將改善項目整體回報預期，但具體能“漲”多少，尚無統一標準，需一案一議，等待市場機制的進一步明確。

（作者 王雅潔）

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王雅潔

經濟觀察報高級記者兼國資新聞部主任 長期關注宏觀經濟、國企國資等領域。擅長于深度分析報道、調查報道、以及行業資訊。