12 月 25 日消息，国家发展改革委、国家能源局 12 月 23 日发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（下称《意见》），提出到 2030 年光热发电总装机规模力争达 1500 万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。

今日，电力规划设计总院党委常委、副院长刘国斌发布对《意见》的解读，表示我国光热产业起步虽然较欧美略晚一些，但发展速度并不慢。自“十二五”初期以特许权招标方式探索开始，历经首批光热发电示范项目、光热与风电光伏一体化开发等发展阶段，截至 2025 年 10 月底，我国在运光热电站装机约 162 万千瓦，位居全球第三，在建装机规模约 270 万千瓦，占全球在建装机的 90% 以上。

同时，我国光热发电技术路线齐全，技术水平处于国际先进行列，已基本形成自主知识产权，产业链发展基本完备，设备与材料国产化率接近 100%，形成了全球光热看中国的良好局面。

刘国斌表示，近年来，我国光热发电度电成本快速下降。2024 年底青海省独立光热发电竞争性项目，35 万千瓦大容量高参数光热电站上网电价下降至 0.55 元 / 千瓦时左右。预计“十五五”中后期，随着光热发电规模化发展、技术装备创新应用和产品标准化程度提升，部分资源较好地区光热发电度电成本有望下降至 0.4 元 / 千瓦时左右。

目前光热发电仍处于完全市场化阶段初期，为支撑光热发电规模化开发，《意见》提出了三种开发路径，如支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地开展光热电站项目建设。结合光热开发各重点省份的绿色电力电量外送需求、系统需求和产业转移需求，预计“十五五”末光热发电总装机将达到 1500 万千瓦左右。

注：光热发电一般指太阳能光热发电，是通过聚光系统收集太阳热能，借助储热装置实现连续供电的新能源技术，主要包含槽式、塔式、菲涅尔式与碟式四种类型。该技术可利用熔盐储热系统储存太阳能，在无日照时段维持数小时至数天的电力输出，并具备电网调峰功能。

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