10月1日，青海共和盆地百万千瓦光伏光热一体化项目并网发电——总装机100万千瓦，其中光伏90万千瓦、熔盐塔式光热10万千瓦，是集光伏发电、光热储能与电热转换于一体的全国首个百万千瓦级项目。它不是第一个光热项目，但它的规模和投产节奏，再度让市场把目光投向这个曾经被认为“已经被光伏+储能打趴下”的技术路线。
光热发电（CSP，聚光太阳能热发电）在2018-2023年经历了一轮明显的低谷——首批光热示范项目中多个延期、超支，光伏组件价格从2元/W以上一路跌到1元/W以下，光伏+锂电储能的组合在成本上快速拉开差距，光热一度被认为是“没有未来的过渡技术”。但2025-2026年，光热项目的审批和开工速度明显加快：青海、甘肃、新疆、内蒙古、西藏多个光热或光伏光热一体化项目推进，《可再生能源发展“十五五”规划》提出到2030年全国光热发电装机规模力争达到1500万千瓦，仅青海一省就提出2030年在建在运总规模800万千瓦的目标。
光热为什么“活过来了”？商评君认为有四层原因
第一层原因：高比例新能源系统需要“类同步机”的稳定支撑
这是最底层的逻辑。当光伏+风电在系统中的占比超过30%-40%，系统面临两个核心问题：一是惯量不足——光伏风电是电力电子接口，不提供同步机惯量，系统频率抗扰动能力下降；二是长时调节能力不足——锂电储能在2-4小时尺度表现优秀，但8小时以上、夜间持续供电、阴天连续发电等场景经济性不佳。
光热发电（尤其是带熔盐储热的塔式光热）恰好同时解决这两个问题：光热的汽轮机是旋转机械，和煤电、燃机一样能提供系统惯量和短路容量；熔盐储热可以实现6-15小时连续发电，做到“白天储热、夜间发电”甚至24小时稳定基荷出力。在青海、甘肃这类新能源占比已经超过50%的省级电网里，光热不再是“另一种可再生能源”，而是“能提供稳定性和长时调节能力的优质电源”。
共和1GW项目的配置——光伏为主、光热和储热配合——本质上就是用光伏提供电量、用光热+储热提供稳定性和可调度性，把间歇性的光伏变成了接近基荷的可调电源。
第二层原因：熔盐储热成本在下降
光热过去被光伏+储能甩开的核心原因之一是成本。2018年前后光热发电投资成本在20-30元/W，是光伏的5-8倍。但2025-2026年几个因素让光热成本明显下降：
一是规模化效应——多个项目连续建设，定日镜、吸热器、熔盐泵、汽轮发电机组等核心设备的制造成本据行业测算下降30%-40%（行业估算）；
二是熔盐材料国产化——硝酸熔盐过去部分依赖进口，现在已经实现完全国产化，成本下降明显；
三是设计优化——首批项目在定日镜场布局、吸热塔高度、储热时长配比上踩过坑，新一代项目在设计上更成熟，单位投资下降；
四是光伏光热一体化模式——不再要求光热单独承担电量任务，而是和光伏配合后，光热装机规模可以优化（当前项目光热一般占光伏装机的10%-20%，如共和项目为10万/90万），整体项目的单位投资和度电成本都优于“纯光伏+锂电储能”在长时稳定出力场景下的组合。
当前新建光伏光热一体化项目的度电成本据行业测算已降到0.25-0.35元/度区间（按6-10小时储热、整体项目测算，属行业估算），在“需要稳定可调度电力”的特定场景下，已经具备和其他方案竞争的能力。
第三层原因：电力市场的“价值发现”
2025-2026年电力现货市场连续运行、辅助服务市场完善之后，不同电源的“系统价值”开始在价格上被正确度量。光热的出力特性是“可调度、可提供惯量、可长时间持续出力”，这些属性在新能源占比高的电网里具有稀缺性——现货价格上，晚高峰（光伏出力消失后的18:00-23:00）电价往往是白天光伏大发时段的3-5倍，辅助服务市场上惯量支撑、黑启动、调压服务的补偿也在逐步到位。
光热在这些时段和服务上的优势，可以在电价和补偿中兑现，而不仅仅是拿基础电量电价。这是2018-2023年示范项目时期没有的市场条件——那时候光热的价值没有价格信号认可，现在有了。
第四层原因：长时储能多条路线竞争，光热有自己的“生态位”
本批选题中，商评还会讨论压缩CO₂、液流、锂电长时等路线。光热和这些电化学/机械储能路线的根本区别是——光热是“电源+储能”一体化，而不是“负荷侧/电网侧的储能”。它的储热是为了让自己的发电可调度，而不是从电网买电存起来再放回去。这个区别决定了光热适合“电源侧的长时稳定出力”场景，在新能源大基地里承担“稳定锚”的作用；而锂电、压缩CO₂、液流等更适合“电网侧/负荷侧的能量搬移”场景。两者不是替代关系，是分工关系。
光热的瓶颈也很明显
商评君也不回避问题。光热虽然“活过来了”，但远没有到爆发式增长的阶段，几个瓶颈还在：
一是选址受限。光热对直射辐射（DNI）要求高，只有西北高海拔、高日照地区（青海、甘肃西部、新疆南部、内蒙古西部、西藏）具备经济性条件，中东部地区光资源不足以支撑光热项目；
二是投资绝对值仍然较高。即便成本下降，光热单位投资仍在12-18元/W（光热部分单独核算，行业估算），远高于光伏，对融资成本敏感；
三是供应链能力还在重建。2018-2023年光热行业低谷期，大量专业团队解散、供应链断裂，现在重新扩产需要时间，2025-2026年多个项目集中开工，核心设备（如高端熔盐泵、高精度定日镜驱动）出现了产能紧张；
四是运维复杂度高于光伏。光热是一个带高温熔盐、旋转机械、复杂镜场控制的集成系统，运维难度远高于“装完基本不用管”的光伏电站，对运营团队能力要求高。
“十五五”光热的合理预期
《可再生能源发展“十五五”规划》提出，到2030年全国光热发电装机规模力争达到1500万千瓦（15GW）。作为参照：截至2026年6月底，全国已建成投运光热项目24个、装机210万千瓦，在建项目26个、装机320万千瓦——2030年15GW目标意味着现有基础上再增长数倍。但相比“十五五”新型储能3亿千瓦（300GW）和抽蓄1.6亿千瓦的目标，光热体量仍然较小。它的定位不是主力储能或主力电源，而是在西北高比例新能源大基地里承担“稳定锚+长时调节”的特定角色。
210万千瓦
已建成投运 · 24个项目
320万千瓦
在建装机 · 26个项目
光热“活过来了”不等于“要爆发”。更准确的表述是：光热在经历一轮低谷后，在新能源高比例系统的特定需求下找到了自己的生态位，从“可能被淘汰的技术”回归到“有明确应用场景、合理成本、可参与市场竞争的细分技术路线”。
这其实是新能源行业技术成熟的标志——没有一种技术能通吃所有场景，光伏、风电、锂电、光热、抽蓄、压缩空气、液流、氢能各有各的位置。一个成熟的电力系统，应该是多种技术按照各自技术经济特性协同运行，而不是某一种技术包打天下。
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