如何用白天的阳光，解决夜晚的用电？这是能源转型需要攻克的一道难题。国家发展改革委、国家能源局近日印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。装机规模与平价节点的进一步明确，意味着“十五五”期间，我国能源转型有望迎来“光热时刻”。

与人们熟悉的光伏发电不同，光热发电更像一个巨型的“太阳能炉灶＋热水壶＋蒸汽机”的组合体。它的工作流程分为三步：首先是“聚光”，成千上万面定日镜像向日葵一样追逐太阳，将阳光精准聚焦到一座高塔或一条管道上；其次是“烧水”与“存热”，用聚光产生的高温加热熔盐，将白天收集的能量储存起来；最后是“发电”，当需要用电时，高温熔盐再去加热水产生高温蒸汽，推动汽轮机发电。其发电原理与火电高度相似，输出的电力非常稳定，对电网极其友好。

随着能源转型深入推进，为何要重点扶持光热发电？

它是电网的稳定器与调节器。当风电、光伏装机量大幅提升，电网面临波动性和间歇性挑战。光热发电自带“巨型充电宝”，能在太阳下山后、阴雨天时，持续稳定地向电网输送电力。光热发电还能提供转动惯量，维持电网频率稳定，尤其适合缺少水电调节能力的西北地区大规模建设。

它是产业链升级的新引擎。光热发电是典型的技术密集型高端制造业，涉及精密机械、自动控制、高温材料等多个领域。发展光热发电，将带动精密镜场、特种熔盐、高温吸热器等设备材料发展，提升我国在全球新能源产业链中的竞争力。

从产业发展阶段看，经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、线性菲涅尔式等主流光热发电技术，已建成全球领先的光热发电产业链，电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下，已初步具备规模化发展基础。

尽管前景广阔，但光热发电在迈向规模化的道路上，依然面临着一些“成长的烦恼”，政策出台正是为了精准破解这些难题。

破解成本之困。光热发电初始投资较高、市场竞争能力偏弱，如何跨越平价上网的“最后一公里”？政策提出通过规模化摊薄成本，在大型能源基地按需合理配置光热发电、建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，这将推动光热发电装机年均增长近300万千瓦。在实现规模化应用和国产化替代后，光热发电成本有望达到与煤电成本相当。确定性的市场预期，给行业吃了一颗“定心丸”，将极大吸引长期资本，让企业敢于在研发和产能上做长远布局。

破解技术之困。装备大型化不足，核心技术和装备材料依赖进口，是光热项目造价居高不下的主要原因。政策从示范项目到商业运行，对设备的可靠性和稳定性提出了更高要求。政策鼓励关键设备国产化与性能优化，降低进口依赖，提升设备运行效率和寿命。

破解协同之困。在电力系统中，光热发电需要找到“最佳位置”。政策明确了其在多能互补基地中的角色，解决了电网企业对其“如何调度、如何计价”的顾虑，鼓励发展以光热发电为支撑调节电源的新能源一体化项目，并与算力中心、动力电池制造等新型高载能产业协同发展，让光热发电真正融入新型电力系统运行中。

展望2030年，随着政策落地和技术进步，光热发电将呈现出三大发展趋势。

应用场景融合化。未来的主流模式将是“光热＋”：与光伏风电基地捆绑，作为其稳定电源；与燃煤电厂耦合，实现综合降碳增效。光热发电将不再是孤立存在，而是与其他能源形式深度融合，发挥最大系统价值。

技术路线多元化与精益化。塔式、槽式、线性菲涅尔式等多种技术路线将根据资源条件竞争发展；同时，智能化运维、效率提升、新材料应用将成为降本核心。行业将从单纯追求装机规模，转向追求更高发电效率和更低度电成本。

产业角色基石化。光热发电企业将从单纯电量输出，向“发电＋调峰＋备用＋供热”的多功能综合能源服务商转变。光热发电将成为新型电力系统中不可或缺的支撑与调节电源，提供全方位能源服务。

发展光热发电，是我国在能源转型关键期的关键一招。点亮这束“稳定之光”，新型能源体系的底座将更加坚实可靠。

来源：经济日报