光热发电迎来新一轮政策力挺。国家发改委、国家能源局12月23日公布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》(下称《若干意见》)，提出到2030年，我国光热发电发展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，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。

　　同光不同命，是过去十余年国内光热发电被光伏发电远远甩开、坎坷发展史的真实写照。

　　从2007年国家发改委发布《可再生能源中长期发展规划》到2017年，我国光伏发电度电成本累计下降约90%，2021年起正式步入平价上网。2006年，全国累计光伏装机规模仅8万千瓦，截至今年10月底，歌海网消息，光伏发电累计装机已达11.4亿千瓦，占发电总装机比重达30%左右。除了市场规模，中国光伏发电的制造能力、技术创新能力在全球一骑绝尘。

　　同样是太阳能利用，光热在发电系统中所占份额甚至可以忽略不计。据澎湃新闻梳理，历史上光热也曾迎来高光时刻、被寄予厚望，却始终不温不火。

　　技术原理上，太阳能热发电是一种可集中规模化发电的清洁能源利用方式。它将太阳的直射光聚焦采集，通过加热水或者其他介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统的热力循环相同的过程，即形成高压高温的水蒸气来推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化成为电能。

　　上世纪70年代的石油危机曾催生全球最早一批光热发电站。与光伏发电相比，光热发电的优势在于：通过热储存技术，能够提供稳定的电力供应能力，具备调频、调峰能力，对电网冲击很小；系统效率高，发电成本低；可以与传统热电站结合，形成联合发电模式；规模效益显著等。

　　2016年，国家发改委、国家能源局相继发布文件，核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦。这一政策极大激发了国内光热发电市场的活力，但受制于核心技术不成熟、电站建设和发电成本长期居高不下等掣肘，示范项目建设屡屡受挫，光热始终未能“热”起来。

　　财政部、国家发改委、国家能源局2020年1月联合出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

　　这一重大政策调整，令艰难起步的光热发电提前“断奶”，发展势头受到明显影响。截至2022年底，国内并网发电光热发电示范项目9个，总容量仅55万千瓦。

　　2023年4月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

　　然而，根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等机构发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》，截至2024年底，中国建成光热发电累计装机容量838.2MW(即83.82万千瓦)，在全球占比10.6%。

　　这一数字无论相较于2016年首批示范项目的规划装机还是2023年的政策目标，都相距甚远。光热新政提出的2030年1500万千瓦目标，相当于去年底已建成体量的近18倍。

　　国家能源局有关负责人在《若干意见》答记者问中表示，光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、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的基础。但另一方面，我国光热发展还面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升的问题。

　　在降低光热投资和发电成本、市场培育方面，《若干意见》提出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；建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电力供应的安全性和灵活性；探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统等。