国家发展改革委国家能源局关于促进光热发电规模化发展的若干意见

发改能源〔2025〕1645号

光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，能够为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快构建新型电力系统的有效支撑。同时，光热发电产业链长，规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。为更好适应新能源高质量发展需求，助力加快构建新型电力系统，现就促进光热发电规模化发展提出以下意见。

一、总体目标

积极推进光热发电项目建设，不断拓展光热发电开发利用新场景，保障光热发电规模化发展。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；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。

二、加强规划引导

（一）深入开展光热发电资源普查。建立科学系统的资源普查内容方法体系，集成太阳能观测、国土资源、地形地貌和水资源等基础数据，评估光热资源水平，落实场址建设限制性因素，衔接国土空间规划，形成全面系统的光热发电资源数据库。建立普查成果数据库动态管理机制，及时更新基础信息，确保普查成果的时效性和实用性。针对重点省区，明确优势资源区域和发展潜力，提前做好要素保障和场址保护，为项目建设奠定良好基础。加强普查成果的共享与应用，为区域光热发展提供科学依据。

（二）做好光热发电规划布局。适应光热发电规模化发展形势与需要，明确光热发电在新型电力系统中的定位及作用，完善光热发展规划研究技术体系，在资源普查工作基础上，科学开展光热发电规划布局研究。鼓励各省区结合国家能源发展战略、生态环保要求、地区资源禀赋、区域能源发展需求、电力系统特性及电热耦合需求等，充分考虑光热发电在区域电力平衡和调节支撑电源中的作用，因地制宜编制光热发电发展规划，围绕发展模式和实施路径分阶段、分区域提出光热发电重点项目布局，并做好与其他发展规划的衔接。支持在技术经济可行、需求迫切的省区每年规划建设一定规模的光热发电项目，并做好相应政策保障。

（三）做好光热发电与产业发展协同布局。充分利用光热发电支撑调节能力，分行业开展光热发电与产业协同布局研究，提出光热发电与相关产业协同布局方案。鼓励以光热发电作为支撑调节电源的新能源一体化项目与矿产资源开发冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂等新型高载能产业紧密结合，探索通过算力电力协同及绿电直连、源网荷储一体化等新能源就近消纳新业态，实现可再生能源高效利用，推进高比例可再生能源供能产业园区建设布局。

三、积极培育光热发电应用市场

（四）结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电规模。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。科学确定基地中光热发电装机规模，优化提升基地调节能力，增加基地绿色电量占比，降低基地平均度电碳排放量，加强新能源稳定送出，积极探索技术经济可行的光热电站在大基地中作为支撑调节电源发挥作用。

（五）建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站。结合区域资源禀赋、建设要素、用能需求和消纳能力等内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区电力缺口、缓解电力保障压力、提供绿色支撑调节能力为目标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的大容量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项目，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。

（六）探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统。积极推动具有绿色溯源需求的产业，结合产业调整与转移需求，在光热资源富集区域构建以光热电站为基础，联合其他新能源电源、新型储能等电力设施的源网荷储一体化系统，在具备条件的地区，进一步探索覆盖附近区域用电、用汽与用热需求。加强源网荷储一体化系统管理和运营，建立健全运行机制和安全保障体系。鼓励在具备条件的电网末端，探索构建以光热发电为基础支撑的系统弱连接型或独立型源网荷储一体化系统，提高供电保障水平。

四、充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用

（七）发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用。结合光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身的绿色支撑能力，充分发挥光热发电在调频、调压、黑启动和惯量响应等方面的作用，进一步优化电站运行方式，挖掘光热发电作为绿色低碳基础保供电源潜力，推动光热的系统保供价值转化，提高新型电力系统绿色可靠支撑容量比重。

（八）增强光热发电对新型电力系统的调节作用。发挥光热发电大规模、低成本和高安全储热系统功能，利用光热宽负荷调节范围和快速变负荷能力，发挥深度调峰能力，提升电力系统调节能力。鼓励配置或预留电加热系统，支持配置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥系统长时储能电站功能，获得相应市场收益。

（九）加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响应能力。充分吸收投运项目在设计、施工和运行环节经验，积极应用新技术新装备新工艺降本增效，在确保安全和质量的基础上，加快推进在建项目建设。省级能源主管部门应加强已备案未开工项目的督导，加快推动开工建设。积极推动在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。

五、加快推动光热发电技术与产业创新

（十）逐步推动高参数大容量技术推广。积极支持高参数大容量光热电站的技术创新与工程应用，在资源条件适宜、电力负荷和热负荷高需求地区稳步推进30万千瓦等级光热电站建设，加强项目监测与评估，为后续推动60万千瓦等级光热电站建设积累基础数据，逐步提升光热电站技术先进性和系统支撑调节作用，有效改善新能源安全可靠替代能力。

（十一）加快关键技术突破，促进光热产业降本增效。加快关键技术、材料与装备研发，支持光热发电头部企业与科研机构组建研发联合体，聚焦高效聚光吸热换热、规模化长时高温储热、能量高效转换、高灵活性光热机组、智慧化控制等领域，开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。强化光热领域应用基础研究，突破高参数“光－热－电”转换及高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。

（十二）建立健全协同发展机制，推动光热产业高质量发展。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设。科学谋划光热产业链协同发展布局，积极构建完整产业链条，充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游深度合作，形成优势互补、协同发展的产业格局。加速推进光热产业链强链、补链，促进资本与产业链深度融合，在重点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发展促进光热产业降本增效。加快推动光热产业标准化体系建设，提升光热产业设计、制造、建设、运维等全流程标准化水平，积极参与国际标准制定。

（十三）积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际合作水平。充分利用能源双多边合作机制，发挥我国光热产业技术创新与装备优势，加强与相关国家标准互认，开发契合当地资源禀赋及市场需求的多元化光热发电产品和技术服务。加大对外宣传，鼓励国内企业结合自身发展战略与当地企业开展技术、合资经营等多种形式的合作，探索打造光热发电“一带一路”旗舰项目，同时注意防范各类风险，促进合作项目长期可持续。

六、完善政策保障机制

（十四）加大政策支持力度。支持符合条件的光热发电项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）、资产支持证券等方式，盘活存量资产、促进投融资良性循环。

（十五）推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。

（十六）建立健全光热发电激励机制。系统评估首批光热示范项目建设和运行经验，建立全行业信息共享机制，推动光热发电产业协同发展。系统评估新能源基地和源网荷储配套光热发电运行状况、调峰效果和系统支撑能力等，建立基于评估结果的项目激励机制。

（十七）提高光热电站绿色收益。统筹利用好国家温室气体自愿减排交易市场、绿证市场和新能源可持续发展价格结算机制等，做好支持政策衔接。光热发电项目可自主选择绿色收益来源，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请国家核证自愿减排量（CCER），不纳入新能源可持续发展价格结算机制；拟申请CCER的，在完成减排量核查和登记后注销减排量对应的未交易绿证；按国家规定纳入可持续发展价格结算机制的项目，不重复获得绿证收益。

（十八）加强土地等要素保障和政策落实保障。统筹协调新能源发展布局，在具备条件的风光大基地、源网荷储一体化、高比例可再生能源供能产业园区，以及含光热发电的独立供能系统、光热与煤电耦合试点、热电联产等各类项目中，合理布局并预留光热场址，光热集热场区用地可通过租赁方式取得。

相关省级能源主管部门要积极推动光热发电发展，抓紧组织开展省级光热发电资源普查、布局规划等工作，推动落实光热发电相关的电价机制、辅助服务细则等各项保障措施，加强项目建设统筹协调，保障项目顺利实施。国家能源局派出机构针对光热发电规模化发展政策措施落实情况进行常态化监管，重大事项及时报告。

国家发展改革委国家能源局《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》解读

近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《若干意见》），明确了新型电力系统中光热发电的系统功能，提出了发展路径和政策体系，指出了光热发电高质量、规模化发展的重点任务，对“十五五”实现碳达峰目标下光热发电发挥自身优势、提升新能源可靠替代能力、助力新型电力系统加速构建具有重大意义。

一、准确认识光热发电发展新形势

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。

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。

当前电力系统迫切需要提升新能源可靠替代能力，光热发电成本处于快速下探窗口期，《若干意见》从规划布局、开发路径、技术创新、产业协同和政策机制保障等方面对光热发电发展提供了明确指导，将支撑光热发电更好地为构建安全可靠的新型能源体系服务。

二、做好光热发电系统规划，因地制宜推动规模化发展

光热发电系统功能复杂、开发成本较高，需要在充分考虑资源禀赋、系统需求和产业协同发展因素的基础上进行系统性规划，更经济高效地支撑新型电力系统的构建。

做好光热发电与资源要素协同规划，提升光热开发经济性。资源要素对光热发电经济性影响显著，以青海某地光热电站为例，如年法向直接辐射下降8%，电站上网电价将上升0.04元/千瓦时左右。因此，光热发电规划布局应充分考虑太阳能、地形地貌和水资源等要素影响，并与国土空间规划做好衔接。

做好光热发电与系统需求协同发展，充分体现差异化发展。现阶段光热发电经济性相比煤电还存在一定差距，各地需要在充分分析自身保供需求、调节需求、网架结构和区域互济情况的前提下，因地制宜规划本地光热发电发展路径。在可再生能源丰富、化石能源禀赋较差区域，光热电站开发可以提供调峰能力、提升高峰时段电力保障能力为目标；在煤炭资源丰富，调节支撑电源以煤电机组为主，新能源发电量占比低的区域，光热电站开发可以支撑调节电源绿色低碳转型为方向。

做好光热发电与产业发展协同布局，助力重点领域绿色低碳转型。利用光热发电打造低成本绿电稳定供应项目是提升产业绿色竞争力、应对国际贸易风险的重要手段，因此光热发电规划布局应充分考虑与相关产业的协同发展，满足相关产业绿色低碳转型需求。

三、发挥光热支撑调节作用，积极拓展不同应用场景

“十五五”是我国能源绿色低碳转型的关键期，也是碳达峰目标实现的节点，应充分发挥光热发电调节、支撑和保供的系统功能，在“十五五”期间积极开展其替代煤电作为绿色低碳调节支撑电源的试点示范。

光热发电提升大型能源基地绿电占比。在“沙戈荒”、水风光外送型和本地消纳型新能源基地中配置光热机组能够显著提高基地送出绿电占比，有效减少基地煤炭耗量，促进基地新能源消纳利用。大型能源基地较大的开发规模和投资额，能够有效分摊光热电站成本，以较小的综合电价波动，促进光热发电规模化开发降本增效。

光热发电助力区域支撑调节电源绿色低碳转型。随着光热发电成本下降和电力市场建设推进，现阶段在部分省区，以光热发电为基础支撑电源，打捆一定容量风光新能源作为绿色电量补充，能够发挥与煤电同等系统功能的新型光热电站，在相应市场和价格机制下，已具备一定经济性。光热发电正逐步成为替代煤电机组，实现区域支撑调节电源绿色低碳转型的较好技术经济选择。

光热发电满足消费侧不同绿色电力需求。以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统能够满足数据中心、矿产开发冶炼、动力电池制造等产业对绿色电力消费比例、绿电溯源等不同绿色电力需求。基于我国光热发展重点省份资源条件，一体化系统具备稳定供应90%以上绿色电力的能力，以在甘肃酒泉地区新建大型数据中心供电测算，供电价格可在0.35元/千瓦时左右，显著低于工商业用户电价。

四、推动光热降本增效，打造新能源产业新增长点

推动光热发电国内外规模化发展，发挥投资带动作用。以2030年光热发电总装机达到1500万千瓦测算，可直接带动GDP约1750亿元，拉动2.88亿平方米特种玻璃、215万吨碳钢、360万吨熔融盐以及3.5万套精密设备的高质量供给需求。在国际上，光热发电能够为太阳能资源丰富、电网薄弱地区提供绿色电力可靠供应的可行方案，有望成为我国盘活存量产能、践行“一带一路”绿色发展理念、深化国际绿色能源合作的重要实践路径。

加快光热发电技术突破与产业协同，促进成本进一步下降。《若干意见》指出，通过加速关键技术突破、材料与装备研发，持续推动30万和60万千瓦等级光热电站建设，促进先进技术试点与工程运行经验积累，通过推进市场开发和产业布局协同，在重点地区打造光热发电产业集群，促进产业链上下游深度合作，加速推动光热发电成本下降。

加紧基础理论研究与创新，推动跨代技术发展。《若干意见》指出突破高参数“光-热-电”转换及高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。高效高温吸热器研发、超临界CO2发电系统设计和高温传热蓄热材料创新等方向的突破，有望成为光热发电后续实现大跨度成本下降的基础。

五、完善健全政策保障机制，推动光热发电规模化发展

完善光热发电价格机制，加快光热发电价值体现。目前光热发电在构建新型电力系统的定位已逐步清晰，《若干意见》明确提出符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿，光热发电项目可自主选择绿色收益来源，为光热发电发挥绿色低碳支撑调节电源功能提供了政策保障。

加大项目支持力度，推动光热发电规模化发展。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，《若干意见》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。

加强光热发电综合要素保障，支持光热发电高质量发展。光热发电开发建设对资源要素和融资要素保障要求高。一方面，需要统筹协调新能源布局，提前做好土地、水源等要素保障，预留光热发电发展空间；另一方面，光热开发投资企业可积极争取资金支持并探索融资模式创新，引入各类资本投资发展光热发电，包括基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）以及Pre REITs、类REITs等其他资产证券化。

《若干意见》是我国碳达峰进入决胜期、新能源迈入全面市场化新形势下推动光热发电高质量发展的重要文件，将有效指导我国光热行业自主实现市场化、产业化发展，为我国新型能源体系建设、经济社会绿色转型提供强大助力。