驰盈策略新能源改革下的新风口, 光热发电成企业布局新战场

当核心部件自主化率突破90%、熔盐储热成本下降20%，曾经因 “成本高、依赖补贴” 被诟病的中国光热发电，终于迎来了转身的关键节点。近日，随着国家能源局对 “光热调节风电光伏” 机制的持续研究，以及青海等地 30 万千瓦级电站的落地驰盈策略，这个一度小众的可再生能源技术，正从政策托底、技术突破到市场盈利，一步步站上 “千亿赛道” 的起跑线。

政策托底：从 “规划” 到 “电价”，给足发展安全感

光热发电的 “破局”，首先离不开政策的精准发力。早在《“十四五” 可再生能源发展规划》中，国家就明确 “有序推进长时储热型太阳能热发电”，为产业定了调；2023年《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》更进一步，直接在青海等资源富集区试点0.55 元/千瓦时的电价政策——这一价格既覆盖了项目基础成本，又为企业留下了盈利空间，彻底打破了 “补贴依赖症” 的僵局。

不同于风电、光伏的 “全面入市”，光热发电的政策支持更侧重 “差异化保障”。能源专家指出，当前政策的核心逻辑是 “让光热的‘调节价值’变现”：在新能源占比持续提升的电网中，光热的储热能力能解决风光 “靠天吃饭” 的间歇性问题，因此政策不仅要扶上马，更要送一程 —— 从示范项目审批到电价机制倾斜，形成了全链条的支持体系。

技术破冰：90% 自主化 + 20% 成本降驰盈策略，啃下 “硬骨头”

如果说政策是 “定心丸”，技术突破就是光热发电的 “底气”。过去5年，国内光热产业最大的变化，就是从 “依赖进口” 到 “自主可控” 的逆转：截至 2024年底，聚光镜、吸热器、熔盐储罐等核心部件自主化率已超90%，彻底打破了欧美企业的技术垄断。

更关键的是成本的 “断崖式” 下降。以光热发电的核心——熔盐储热为例，通过配方优化和设备国产化，单位储热成本降低，聚光效率提升，发电小时数突破远超光伏。“以前建 10 万千瓦光热电站要花30亿，现在25亿就能落地，再加上电价支撑，示范项目已经能实现盈亏平衡。” 某能源企业项目负责人透露。

规模化落地：3GW / 年开工目标驰盈策略，撑起千亿市场

技术和成本的突破，终于催生出规模化的应用场景。2025年，国家已将光热发电纳入“新能源重点工程”，明确未来三年实现 “年均3GW开工” 的目标——按每GW投资300 亿元计算，仅开工项目就能撑起近千亿市场空间。

青海成为这场 “规模化运动” 的主战场。凭借海西州年均3200小时的日照资源，以及丰富的盐矿（熔盐原料）储备，当地被定位为 “中国光热之都”，目前已开工建设3座35万千瓦独立光热电站.预计2026年全部投产后，同时为青海的风电、光伏项目提供调峰支持，减少弃风弃光率至 5% 以下。

除了独立电站，“风光热一体化” 成为更具性价比的模式。在甘肃酒泉的示范项目中，光热与风电、光伏共享输电线路，不仅降低30%的送出成本，还通过储热调节，让新能源整体出力稳定性提升 40%。这种 “1+1+1>3” 的协同效应，正成为多地复制的范本。

市场化转身：摆脱补贴依赖，盈利模式渐清晰

光热发电真正的 “出路”，终究要回归市场。2024 年《深化新能源上网电价市场化改革通知》的出台，彻底打通了光热 “市场化盈利” 的通道：一方面，0.55 元 / 千瓦时的标杆电价可通过电力现货市场浮动，在用电高峰时电价最高可上浮 20%；另一方面，光热的调峰、备用等辅助服务，可通过辅助服务市场获得额外收益。