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近日，思瀚產業研究院發布《中國光熱發電行業市場態勢及投資策略咨詢報告》。報告指出，全球各國政府通過設定可再生能源發電目標、延長可再生能源項目投資稅收抵免等措施，為光熱發電行業的發展提供了有力的政策支持。預計未來，中國、中東、南美和北非等新興市場將成為全球光熱發電市場的主要增長引擎。

從累計裝機容量來看，全球光熱發電市場規模呈逐步上升趨勢，從2020年的6,690MW增長至2024年的7,900MW，年復合增長率為4.2%；預計到2030年市場規模將達到37,610MW，2025年至2030年復合年增長率為30.3%；到2035年進一步擴大到184,586MW，2031年至2035年的復合年增長率為38.6%。全球市場的增長主要來源于中國市場的大幅增長，伴隨技術進步帶來的經濟效應和各項利好政策的逐步落地，中國光熱發電裝機規模未來將得到大幅上漲，推動全球市場的快速增長。

全球光熱發電市場未來發展趨勢

光熱發電將在未來能源市場中發揮重要作用：可再生能源是指從自然資源中獲得的能源，其補充率高于消耗率，包括風能、太陽能、水電、生物質能、地熱能和海洋能等非化石能源。新能源是指傳統能源之外的各種能源形式，包括風能、太陽能、海洋能、地熱能、生物質能和氫能。盡管在范圍上有所重疊，但兩個概念定義不同。

根據國際可再生能源署(IRENA)預計，到2050年，可再生能源發電在全球總發電量中的占比將達到91%，年新增可再生能源發電裝機容量將達到1,066GW/年，可再生能源發電投資需求將達到13,800億美元/年，電網及靈活性投資需求將達到8,000億美元/年。

光熱發電對新能源的可持續發展至關重要，將作為未來能源結構的一部分，在能源市場中占據重要位置.光熱發電可以與化石能源和其他能源互補，從而提供穩定可靠、清潔低碳、靈活高效的可調度電力。預計未來全球可再生能源的快速發展將為光熱發電提供良好市場環境與投資基礎。

光熱發電將為全球碳減排作出重要貢獻：伴隨全球光熱發電裝機規模的持續上漲，未來光熱發電將在全球碳減排中發揮愈加重要的作用.根據國際能源署(IEA)預測，在高可再生能源場景下，光熱發電有望減少2.1Gt碳排放量。在國際能源署的基線情景中，全球能源部門的年碳排放量將從2011年的13.0Gt增加至2050年的22.0Gt；高可再生能源途徑可以將總排放量減少到約為1.0Gt。由于IEA預測數據保留整數，這意味著潛在的減少量為22.0Gt，其中光熱發電約占總減排量的9.0%—僅次于太陽能光伏和陸上風電。光熱發電全生命周期度電碳排放遠低于光伏發電，同樣低于風力發電。

塔式光熱發電裝機容量持續增長：槽式光熱發電最早實現商業化應用，尤其是在歐洲和美國，目前仍占全球光熱發電總裝機容量的多數。截至2024年底，槽式光熱電站仍占全球裝機容量的約73.8%（主要分布在歐洲和北美），而塔式光熱電站占比約為21.6%。然而，由于塔式技術較低的平準化電力成本、更靈活的布局設計以及更強的環境適應性正在成為新建項目的首選。在中國，2022年至2024年已中標的光熱發電項目中，塔式系統占比高達83.7%。自2016年之后，塔式系統已逐步成為全球新建光熱發電項目的主流技術路線。

中國光熱發電市場概覽

第一階段：2016–2020年，首批示范項目的產業化探索

2016年，國家能源局推動啟動光熱發電示范項目建設，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，支持國內光熱發電規模化應用。這批項目實際運行表現不一，但成功驗證了在西北地區建設光熱電站的可行性，初步形成產業鏈，推動相關技術規范和設計標準建立，基本實現了示范目標。2020年1月，中國發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號），明確全面停止新能源補貼政策，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，尚未成熟的光熱發電產業直接進入無補貼時代，發展隨之陷入停滯。

第二階段：2021–2024年，風光熱儲協同發展

2021年后，在“雙碳”目標推動下，風光大基地項目建設進程加快，系統調節能力不足成為新能源發展的瓶頸，光熱發電的調峰價值重新受到重視。在國家與地方政策支持下，“光熱+”多能互補模式興起，為光熱行業帶來新機遇。隨著多個項目開工，技術創新加快，產業鏈日益成熟，主要設備基本實現國產化，我國在光熱國際標準制定中也發揮主導作用。

光熱發電平準化成本顯著下降，從示范階段的1.15元/千瓦時降至0.8–0.9元/千瓦時。然而，當前“光熱+”項目中光熱裝機占比普遍偏低，對高比例新能源的支撐仍有限，還會增加電網調峰壓力。在風電、光伏電價持續走低的背景下，“光熱+”模式尤其是與光伏互補的項目，仍面臨較大的經濟挑戰。

第三階段：2024年至今，形成“青海模式”

面對“光熱+”模式的發展挑戰，從國家主管部門到市場主體均在積極探索可行路徑。2024年，青海省優選了3座350兆瓦獨立光熱電站，全部采用調峰模式運行：日間低負荷運行為新能源消納讓路，早晚高峰滿發，既緩解省內高峰時段外購電壓力，也有助于解決“日盈夜虧”“夏豐冬枯”的電力結構性矛盾。

同年12月，青海省發改委發布《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》（青發改價格〔2024〕778號），明確獨立光熱示范項目上網電價為0.55元/千瓦時。“青海模式”通過科學優選機制，推動企業對標先進、提升電站性能、優化技術方案，最終形成具備行業示范價值的電站配置體系。

中國電力系統目前正在經歷從傳統模式向新型電力系統的轉型。傳統模式以煤電為主導，采用“源隨荷動”模式，缺乏長期可持續性；而新型電力系統更強調“新能源為主體”，實現“源網荷儲”協同互動。

大規模風光并網帶來電力保供、電力支撐和靈活調峰三方面的挑戰：

電力保供難度增加：目前中國的主要電量來源由高碳排放的火電（主要是煤電）提供。隨著國家雙碳戰略的實施，中國火電建設空間將進一步壓縮，而系統負荷仍在穩步增長，根據《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》統計，2030年、2060年中國電力系統最大負荷將分別達到18.2億千瓦、27.4億千瓦。

由于光伏、風電具有隨機性、波動性、間歇性特征，隨著光伏、風電裝機滲透率的快速提高，電源側不確定性增加，電力保障難度增大，特別是極端氣候條件下的供電難度更大。為穩步構建以高比例可再生能源為特征的新型電力系統，迫切需要具有高可靠穩定供電的清潔低碳的靈活電源，保障電網的供電充裕度。

電力支撐風險增大：隨著光伏、風電裝機滲透率逐步提高，新型電力系統面臨一系列安全性挑戰：(1)光伏、風電大規模接入后，系統轉動慣量降低，導致頻率變化加快，越限風險增加；(2)光伏、風電機組動態無功支撐能力較常規電源弱，隨著光伏、風電占比快速提高，系統動態無功儲備及支撐能力急劇下降，系統電壓穩定問題突出。

低碳、靈活調峰電源需求凸顯：由于光伏、風電的出力曲線與用電負荷曲線并不匹配，隨著光伏、風電發電量占比逐步提升，中國電力系統對于調峰電源需求日益突出。但受限于中國“富煤缺油少氣”的資源稟賦，目前中國主要依賴煤電機組作為風電和光伏發電的調節支撐性電源。在新能源大基地項目中，可再生能源與煤電的裝機容量比約為3:1，其中煤電發電量占并網總電量的50%。但煤電作為不可再生化石燃料，減排成本高且工藝復雜，無法滿足低碳排放要求，且煤電調峰深度及調峰速度方面存在局限性，靈活性調節能力有限。

基于上述背景，中國新型電力系統對于低碳、靈活調峰電源需求較其他國家更為迫切。光熱發電是唯一的兼具新能源發電與儲能的成熟技術路線，天然具有電力輸出穩定、可靠、調節靈活的特性。此外，光熱發電采用交流同步發電機來發電，涉網性能優越，在高比例可再生能源的新型電力系統中有著極強的優勢。

出力連續穩定，提供電力供應保障：由于光熱電站配置了大容量、低成本的熔鹽儲能，可實現24小時連續發電。以中廣核新能源德令哈光熱電站為例，該項目配置了9小時儲能，實現了230天連續穩定運行。此外，光熱電站裝備與傳統煤電一致的汽輪發電機組，可與化石燃料或生物質燃料配合，增加應急燃氣爐或生物質爐，提高光熱電站的保證出力。在極端天氣下，光熱發電以極低的新增投資即可成為可信電源，出力特性優于燃煤發電，平穩可控，從而可實現更優的性能、更低的排放替代燃煤發電裝機容量，還能保證發電量中絕大部分仍是可再生能源，電力品質更優。

頻率、電壓穩定，天然具備電網友好性：未來可預計時間內，中國及全球電網仍將為交流同步電網。光熱電站后端汽輪發電系統和煤電一致，可為系統提供轉動慣量和無功支撐，快速平抑系統中出現的大小擾動，對于維持新型電力系統的頻率、電壓、功角穩定具有重要意義。

靈活調節，雙向調峰，促進可再生能源消納：光伏、風力等可再生能源發電嚴重依賴自然條件，具有間歇性和波動性的特點，大規模接入時，會對電網的安全穩定造成較大沖擊。光熱發電自帶大規模儲熱系統，能夠實現靈活調節和穩定輸出。

同時，光熱發電具備雙向調峰能力，既可在用電高峰時段釋放儲存的熱能進行發電，填補光伏夜間發電空白，又可在光伏發電過剩的午間主動降負荷運行甚至停機，并通過增加電熱設備進行儲能，有效減少棄風棄光。因此，光熱發電不僅是可靠的清潔電源，更能為電網提供無功支撐和慣量支撐、頻率調節等關鍵輔助服務，提升電網對高比例波動性可再生能源的接納能力。

目前，煤電是中國電力系統中事實上最主要的調節電源。展望未來，技術進步將繼續提高效率并顯著降低成本，2035年平準化度電成本有望達到0.38元/千瓦時，接近全國平均煤電水平，已經低于東中部地區多數地區煤電水平，有望逐步替代煤電，提升可再生能源裝機在發電總裝機中的占比。

中國光熱發電產業鏈由上游的原材料及設備供應商、中游的系統集成商與技術提供商，以及下游的電站運維單位和發電企業構成。

從原材料價格來看，中國玻璃平均價格自2022年1月1日的25.06元/平方米下降至2025年6月30日的13.82元/平方米，呈顯著下行趨勢，主要受建筑和房地產需求疲弱的影響。盡管2025年上半年日熔量保持穩定，生產企業庫存仍升至335萬噸，進一步抑制了價格回升。中國鋼坯價格自2022年1月的4,270元╱噸下降至2025年6月的2,920元/噸，呈長期下行走勢，主要受建筑需求疲軟驅動。2022–2024年雖然供應有所減少，但庫存仍然高位，限制了價格回升；進入2025年初，價格在謹慎采購和市場情緒低迷的背景下徘徊在多年低位。

中國光熱發電運營模式主要分為獨立電源模式和一體化聯營模式兩種，當前兩種模式并存，適用于不同的應用場景。當光熱電站在新能源大基地一體化聯營項目中用于儲能調峰時，投資方分別對光熱電站與光伏/風力電站EPC承包方進行招標，推進項目實施。一體化聯營電站聯合調度，作為一個完整的系統對外供電，提供輔助服務，整體計算收益。然而，新能源大基地一體化聯營項目中光熱裝機占比普遍偏低，對高比例新能源的支撐仍有限，還會增加電網調峰壓力。

在風電、光伏電價持續走低的背景下，該模式尤其是與光伏互補的項目，面臨較大的經濟挑戰。未來的主流模式將是獨立電源模式。在作為獨立電源時，光熱發電站可通過上網電價、調峰輔助服務和CCER（中國核證減排量）交易獲得收益。截至2024年底，為發揮光熱發電在能源保供和靈活調峰中的作用，青海省優選了一批大容量獨立光熱發電項目，包括浙江可勝技術股份有限公司、中廣核風電有限公司和浙江中光新能源科技有限公司等企業的項目入選。

中國光熱發電成本分析與未來趨勢預測

自首批光熱發電示范項目啟動以來，中國已累計建成838.2MW光熱發電裝機容量。截至2024年，中國光熱發電的平準化度電成本已降至0.55元/千瓦時，較2016年首批示范項目的1.15元/千瓦時，下降了52.5%；在相同運營模式下測算，平準化度電成本進一步降至0.46元/千瓦時，降幅達60%，反映出行業積極健康的發展態勢。

展望未來，隨著光熱發電電站單機容量持續擴大、規模化發展加速推進、模塊化設計和建造更廣泛應用、設備和系統設計不斷優化以及運維能力持續提升，預計到2030年中國光熱發電的平準化度電成本將降至0.45元.千瓦時。到2035年，隨著產業規模發展和先進技術應用（如更高循環溫度發電系統、更寬溫域和更高工作溫度的儲熱材料等），平準化度電成本有望進一步降至0.38元.千瓦時。

隨著技術不斷進步和成本快速下降，光熱發電作為綠色經濟可調度的能源形式，將在大型能源基地中逐步大比例替代燃煤發電。這一轉變將有效提升基地綠電占比，并預計將帶動項目開發熱潮。中國光熱發電市場累計裝機容量已從2020年的538MW增長至2024年的838MW，年復合增長率達11.7%；預計到2030年將上漲至17,713MW，2025年至2030年年復合增長率達52.6%，到2035年將達到104,650MW，2031年至2035年間年復合增長率將達43.3%。

2025年至2030年，隨著風光大基地項目集中并網，疊加青海、內蒙等省份政策的引領帶動作用，光熱發電市場將迎來一批裝機潮。2030年后隨著光熱發電度電成本下降，光熱電站項目經濟性優勢凸顯，項目裝機規模將保持高速增長。

中國光熱發電行業發展初期，受技術不成熟和產業鏈不完善等因素影響，項目投資成本較高。隨著光熱發電技術持續進步和規模效應顯現，單位千瓦投資成本穩步下降，市場投資和項目開發熱情持續升溫。從市場規模來看，中國光熱發電市場規模（按收入計）已從2022年的19億元增長至2024年的160億元，年復合增長率達102.7%。收入規模的增長主要受益于項目建設規模的大幅增長。預計未來隨著建設規模的爆發，到2030年收入規模將達到775億元，2025–2030年間年復合增長率將達35.9%。