中国报告大厅网讯，从全球范围看，光热发电正步入新的发展阶段。截至2025年底，全球太阳能热发电累计装机容量达到8800.2MW，同比增长11.4%。其中，中国市场的表现尤为突出，累计装机容量达到1738.2MW，同比增长107%，占全球比例约25%。这一快速增长背后，是技术快速进步、成本显著下降以及其在新型电力系统中独特价值的日益认可。

  一、光热发电规模化发展趋势：装机高速增长与产业链壮大

  中国报告大厅发布的《2026-2031年中国光热发电产业运行态势及投资规划深度研究报告》指出，中国光热发电产业正呈现规模化加速态势。截至2025年9月底，中国已建成光热发电站21座，装机容量157万千瓦，位居全球第三；在建项目达30座，装机容量310万千瓦。到2025年底，全年新增并网光热电站9座，总装机容量900MW，使得累计并网容量达到1720MW。庞大的项目储备为未来增长提供了动力，处于实质性建设阶段的项目约25个，总装机容量3000MW，待建及规划项目约31个，总装机容量约4050MW。产业的蓬勃发展带动了产业链的壮大，我国光热发电产业链单位数量约44万家，拥有太阳能热发电相关专利信息的单位约1.68万家，技术装备国产化率已突破95%。

  二、光热发电技术降本发展趋势：投资与度电成本持续下降

  成本下降是光热发电发展的核心驱动力之一。光热发电单位投资成本已从2016年的约5.8万元/kW降至当前的3.5万元/kW，降幅达40%。度电成本也从2015年的约1.2元/kWh、2016年示范项目的1.15元/kWh，显著下降。当前光热发电度电成本约0.6-0.75元/kWh，而对于350MW级项目的测算显示，其度电成本可进一步降至0.426-0.5323元/kWh。新建光热项目上网电价也已降至0.85元/kWh，较示范期下降26%。核心设备国产化率从早期的约30%提升至85%以上，是成本下降的关键。

  三、光热发电系统价值发展趋势：储能调峰功能与多元收益显现

  光热发电的价值远不止于发电。其熔盐储热系统能提供长时储能能力，例如甘肃酒泉瓜州项目的储热系统可支撑6小时满负荷供电。这使得光热发电能够为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，实现“用新能源调节支撑新能源”。这种独特价值带来了多元收益，青海中控德令哈50MW电站通过调峰服务年增收超2000万元。在碳市场与绿证市场，光热发电也显示出优势，其绿证溢价较光伏高出20%-30%，在全国温室气体自愿减排市场中，光热发电项目成交量达106.92万吨，成交均价81.58元/吨。其碳足迹因子仅为0.0312kgCO₂e/kWh，环境效益突出。

  四、光热发电技术多元化发展趋势：技术路线创新与全球差异

  技术路线呈现多元化创新格局。在中国累计装机中，塔式技术占比高达70.82%，槽式占10.93%，线菲式占14.50%，此外还有二次反射、类菲涅耳及超临界二氧化碳等新兴技术。这与全球以槽式技术为主（占比79.97%）的格局形成鲜明对比。中国在超临界二氧化碳光热发电机组等前沿领域已实现突破并投入运行。项目规模也向大型化发展，全球单体规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大的青海亿储格尔木350MW塔式光热电站即是例证。同时，技术挑战依然存在，如熔盐泵叶轮平均使用寿命仅2.5年，单次重大事故维修成本超5000万元。

  五、光热发电融合发展与政策环境发展趋势：“光热+”模式与市场化推进

  “光热+”一体化项目成为重要开发模式。例如新疆哈密1500兆瓦“光热储”一体化项目核心设备国产化率高达99%以上；甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目镜场光学效率较传统单塔提高24%。这些项目将光热发电与光伏、风电结合，发挥其稳定出力优势。在政策环境方面，尽管光热发电具备作为调峰和基础性电源的潜力，但其项目平均融资利率达5.8%，且面临新能源增量项目机制电价全国保障平均水平仅0.33元/千瓦时的市场环境，凸显了其进一步降本和探索更成熟商业模式的必要性。

  综上所述，光热发电正凭借其独特的储能调峰能力和持续的技术降本，在中国乃至全球能源转型中扮演愈发重要的角色。它不仅产业链长，能成为新能源产业新的增长点，更是实现新能源安全可靠替代传统能源、加快构建新型电力系统的有效支撑。未来，随着规模化、技术革新与市场化机制的协同推进，光热发电有望在清洁能源体系中发挥更稳固的支撑作用。