發展節奏遠落后于光伏和風電的光熱發電，進入新一輪的政策窗口期。

12月23日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進光熱發電規模化發展的若干意見》（下稱《意見》），明確了未來五年光熱發電的政策重點方向。

《意見》提出目標到2030年，光熱發電總裝機規模力爭達到1500萬千瓦左右，度電成本與煤電基本相當；技術實現國際領先并完全自主可控，行業實現自主市場化、產業化發展，成為新能源領域具有國際競爭優勢的新產業。

政策目標是截至2024年底已建成規模的十多倍。國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟等機構于2025年7月發布的《中國太陽能熱發電行業藍皮書2024》稱，截至2024年底，中國建成光熱發電累計裝機容量83.82萬千瓦，在全球占比為10.6%。在建光熱發電項目34個，總裝機容量330萬千瓦；規劃光熱發電項目37個，總裝機容量約480萬千瓦。

在度電成本方面，當前中國煤電度電成本在0.35元/千瓦時左右。國家能源局在對《意見》的相關解讀中稱，中國光熱發電電站單位千瓦建設成本從10年前的約3萬元下降至1.5萬元，度電成本降至約0.6元，已初步具備規模化發展的基礎。但目前還面臨初始投資大、市場競爭能力偏弱、系統支撐調節價值未充分體現、產業技術水平仍需提升的問題。

光伏發電是根據光生伏特效應原理將太陽光能直接轉化為電能，光熱發電則是通過聚光系統將太陽能聚焦到吸熱器，加熱工作介質（如熔鹽）產生高溫蒸汽驅動汽輪機發電。光熱發電與火力發電原理類似，后端技術設備相同。

光熱發電按技術類型主要分塔式、槽式、線性菲涅爾式、碟式四類電站。據2025年11月成立的中國電力企業聯合會光熱分會披露，中國光熱發電產業技術裝備國產化率已突破95%。

由于光熱與煤電的技術原理和后端設備類似，因此光熱發電兼具調峰電源和長時儲能的雙重功能。《意見》表示，光熱能夠為電力系統提供長周期調峰能力和轉動慣量，是實現新能源安全可靠替代傳統能源的有效手段，也是加快構建新型電力系統的有效支撐。

因為風電和光伏發電具有波動性，不能提供轉動慣量，大規模接入后將影響電網穩定。隨著風電和光伏裝機在電力總裝機比重的不斷提高，電網亟須新增具備調峰、儲能功能的電源。光熱可實現該目標，比火電更低碳環保。

據國家能源局統計，截至2025年9月底，中國風電和光伏發電累計總裝機分別達到5.82億千瓦和11.25億千瓦，兩項合計裝機占全國電力總裝機量比重從2021年底的26.7%增加至2025年9月底的接近46%。

光熱發電的裝機尚不及風電、光伏的百分之一。尤其是近五年來，建設速度慢于預期目標。國家能源局綜合司曾于2023年發布《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》，要求力爭“十四五”期間全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。

光熱的成本降速不及風電、光伏是其發展較慢的主要原因。目前，陸上風電、光伏的度電成本約在0.1元/千瓦時-0.35元/千瓦時之間。

另一方面的原因則是支持政策退坡。2016年國家發展改革委核定太陽能熱發電標桿上網示范電價后，企業建設熱情高漲；2020年初出臺《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》后，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，投資勢頭受到明顯影響。

今年以來，對光熱的支持政策逐漸升溫。在本次《意見》發布前，2025年11月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《關于促進新能源消納和調控的指導意見》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。

多個地方政府近期也對光熱產業發布了支持政策。青海省發布的《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》稱，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。這一較高的價格將為項目投資提供支持。

在加強光熱應用市場培育方面，《意見》提出，要在大型能源基地合理配置光熱發電規模，建設一批以光熱發電為主的支撐調節型電站，探索以光熱電站為基礎電源的源網荷儲一體化系統等光熱應用市場培育。

同時，《意見》提出要優化電站運行方式，發揮光熱發電對新型電力系統的支撐作用，支持光熱電站通過電力市場發揮系統調節功能，提升在運項目的調度響應能力等。同時，要逐步推動高參數大容量技術推廣，促進光熱產業降本增效，建立系統發展機制，充分利用能源合作機制推動產業“走出去”。