根据电力行业规划研究与监测预警中心发布的数据，2026年前两个月，西藏、青海、甘肃、新疆四省区光伏利用率分别为60.8%、78.7%、82.5%、85.6%，弃光问题相对突出。这一现象说明，新能源发展的主要矛盾，已经从“发电量够不够”，转向“电力能不能在需要的时段有效消纳”。
午间光伏大发时电网消纳承压；傍晚用电负荷攀升，光伏出力同步归零，电力系统仍需依靠煤电兜底支撑。这一结构性矛盾，无法依靠单纯新增光伏装机来化解。
光热发电将“收集太阳能”与“输出电力”实现时间解耦
光热发电通过定日镜聚光集热、熔盐储热、汽轮机同步发电，把“收集太阳能”和“对外供电”在时间上拆开：白天集聚储存热能，晚高峰释放热量发电。
熔盐储热罐相当于一类不依赖锂资源、无容量衰减、适配长时调节的储能载体；配套的同步发电机，可天然为电网提供转动惯量、调频与调压支撑能力。
因此，光热发电并非“价格更高的光伏”，而是自带发电能力的长时储能电站。
成本持续下行，价值评估不能仅看度电电价
截至2026年10月，国内光热发电已建成装机232万千瓦，在建规模310万千瓦，2030年规划目标为1500万千瓦。其中青海在运装机71万千瓦、在建135万千瓦，规模居全国首位；省内新建项目多采用350MW“三塔一机”方案，配置14至15小时长储热。
当前我国已自主掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的完整光热产业链。光热电站单位千瓦建设成本从十年前约3万元降至1.5万元，度电成本回落至0.6元/千瓦时上下。青海省2024年光热发电示范（试点）项目上网电价按0.55元/千瓦时（含税）执行；2026年第一批独立光热项目竞价电价已低至0.47元/千瓦时。随着电站大型化推进、关键装备与原材料国产化落地，光热发电度电成本具备清晰的持续下降路径，商业化竞争力不断增强。
但应当明确，光热项目真实现金流由四部分组成：合约电量电费、容量补偿、辅助服务收益、CCER及绿证溢价。如果仅以单一的度电电价与光伏对比，得出的结论必然存在偏差。
光热的对标对象，不是光伏
光热真正的竞争参照，是“光伏+锂电储能+调相机+煤电备用”的组合方案。在8小时以上长时调节场景下，这套组合的综合系统成本未必具备优势；并且随着规模扩张，锂资源供给约束、安全风险等问题也会逐步凸显。
光热同时具备显著的产业带动效应。光热发电属于典型技术密集型高端制造赛道，覆盖精密机械、自动控制、高温特种材料等多个领域。推动光热产业发展，能够带动高精度镜场、特种熔盐、高温吸热器等核心装备与材料迭代升级，巩固我国在全球新能源产业链中的竞争优势。
光热发电末端采用朗肯循环、同步汽轮发电机，技术路线与传统火电同源，可承接火电装备制造行业存量产能平稳转型，破解“保火电保供”和“降碳减排”的二元对立难题。
规模化窗口期已经打开，市场规则建设需要先行一步
目前光热赛道尚未陷入低价恶性内卷，但潜在风险已经显现。主材价格下行背景下，低价竞标已经造成部分设备故障率抬升。正如可胜技术董事长兼首席科学家金建祥所言：“十五五”是光热发电实现规模化发展、快速降本的战略窗口期，国家能源转型需要光热，市场竞争最终落脚于成本与价值的综合比拼。行业需要加快从“政策扶持驱动”向“市场机制驱动”转型；全产业链主体也应当从分散单打独斗转向协同联动，在材料降本、装备制造与系统集成、工程设计建设、运维服务等环节协同发力，以规模化、标准化、技术创新为主线，推动全产业链降本增效。
综上，新型电力系统短缺的不是电量，而是可调度、可计价、高可靠的容量资源。光热的核心价值，不在于和光伏比拼电价高低，而在于能够在晚高峰、无光无风的电力紧缺时段稳定供给零碳电力。只有建立容量、调节、惯量等系统服务的市场化定价机制，足额兑现光热的系统支撑价值，才能推动其从示范配套电源，转型成为稳定可靠的清洁基荷电源。未来电力系统里最珍贵的承诺，从来不是多发一度电，而是在对的时间，一定有零碳电。
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