光热发电爆发前夜：政策+AI+十五五，开启万亿储能新蓝海
“十四五”以来，国家通过《“十四五”可再生能源发展规划》明确光热在大基地中的调节定位；2023年《关于促进光热发电有序发展的意见》推动有序发展；2025年12月《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出到2030年装机1500万千瓦、度电成本与煤电相当、技术自主可控的总体目标。国务院办公厅国办发〔2025〕37号文推动场景开放，清洁能源应用政策拓展交通、工业等领域。容量电价、辅助服务市场、碳市场等机制逐步完善，为光热可持续发展提供制度保障。
光热发电行业发展历程
资料来源：普华有策
1、光热发电行业产业链总结及影响
上游装备制造环节：主要包括反射镜、吸热器、储热系统、汽轮机组等。上游装备成本占光热电站总投资的60%以上，其技术水平和价格直接影响项目经济性。据工信部相关报告，反射镜、吸热管等关键部件已实现较高国产化率，但高温熔盐泵、调节阀等仍部分依赖进口。上游原材料（如硝酸钠/硝酸钾）价格波动会传导至项目投资，对行业发展产生影响。
中游系统集成环节：主要包括工程设计、设备成套、工程建设。根据国家标准《建设工程分类标准》（GB/T 50841-2013），光热电站属于电力工程类别。中国电建、中国能建下属设计院承担了大部分项目的设计任务，EPC市场呈现“央企主导、民企参与”格局。中游集成能力决定了电站的发电效率与可靠性，数字化设计手段的采用有助于提升系统性能。
下游运营环节：主要包括发电收入、辅助服务收入及新兴场景应用。下游需求直接影响上游装备订单。《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出的1500万千瓦装机目标为产业链提供了稳定预期。同时，工业供汽、光热制氢等新场景正在培育新的下游需求，部分油田光热替代天然气项目已获地方批复，为产业拓展应用领域提供了实践探索。
2、光热发电行业竞争格局
（1）投资运营环节
以中央发电集团为主力。国家能源集团、国家电投、华能集团、华电集团、大唐集团五大发电集团累计获取光热项目开发指标占比较高。其中，国家电投在青海、甘肃布局光热项目最多，获取指标位居前列。民营企业主要通过参股形式参与项目投资，独立获取大基地项目难度较大。
（2）系统集成/EPC环节
市场集中度较高。中国电建（西北院、成都院、中南院）、中国能建（广东院、华北院、浙江院）两家央企下属设计院占据了EPC市场大部分份额。首航高科、浙江中控太阳能等民营企业凭借核心技术，在塔式光热项目中以“技术提供方+设备供应商”形式参与，如首航高科在敦煌项目中担任EPC。
（3）核心设备供应环节
形成专业化分工格局。反射镜领域，中海阳、台玻等企业占据主流；吸热管领域，皇明、汇银等企业已实现国产替代；熔盐储热领域，华能清能院、西子洁能等具备系统集成能力；汽轮机组方面，东方电气、哈尔滨电气、上海电气三大动力集团占据主导地位。
（4）区域分布特征
根据各省能源主管部门公开信息，截至2025年底，青海、甘肃、新疆、内蒙古四省区光热发电装机规模占全国总规模的绝大部分，其中青海已建成及在建规模居全国首位。这与《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》发文对象涵盖的九省区高度契合。
3、光热发电行业核心驱动因素
（1）政策顶层设计驱动
2025年12月，《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》发布，首次以专项政策形式确立了光热发电的战略地位。文件明确提出“光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能”“是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段”，并设定了到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦、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的总体目标。这一顶层设计为行业发展提供了清晰路径和强大动力，与2025年中央经济工作会议关于“加快构建新型能源体系”的要求高度契合。
（2）电力系统转型需求驱动
随着风电、光伏装机占比持续提升，电力系统对灵活调节资源的需求日益迫切。光热发电配置8小时以上储热后，可提供与火电相当的稳定出力和转动惯量支撑。国家发改委、能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》已将光热储热纳入“大容量、长周期储能”范畴。在构建新型电力系统的进程中，光热凭借其独特的技术特性，成为满足电网安全稳定运行需求的战略性选择。
（3）市场化收益机制驱动
2024年国家发改委《电力市场运行基本规则》将光热发电纳入电力辅助服务市场主体，明确其可参与调峰、调频并获得补偿。随着电力现货市场建设推进和辅助服务市场规则逐步完善，光热电站可通过参与市场获得电能量收益、辅助服务收益等多重收入。《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出“完善光热发电价格政策”“研究建立光热发电与风电、光伏发电协同发展的市场机制”，为光热收益模式的多元化奠定了基础。
（4）产业协同效应驱动
在沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设中，光热被明确为重要的配套调节电源。根据国家能源局发布的大基地项目清单，光热配比普遍要求10%-20%×4-8小时。光热与光伏、风电形成互补：光热在夜间、阴天出力，平滑基地整体出力曲线；共用送出通道，降低电网接入成本。地方能源主管部门的评估显示，配套光热后，新能源基地整体利用效率有所提升，弃电率下降，体现了“用新能源调节支撑新能源”的协同效应。
（5）新场景拓展驱动
《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》明确提出“不断拓展光热发电开发利用新场景”。国家发改委《绿色低碳先进技术示范工程实施方案（2024-2030）》已将“光热发电+工业供汽”“光热发电+海水淡化”纳入重点支持方向。国务院办公厅国办发〔2025〕37号文推动清洁能源在铁路、公交、重卡、物流等领域应用，建设清洁能源运输走廊。光热电站可通过绿电直供为交通场景提供稳定电力，同时参与虚拟电厂、车网互动等新业态，实现从单一发电向综合能源服务的转型。
（6）AI赋能驱动
国家能源局《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》明确提出“推动人工智能在光热发电领域的应用”。AI技术已在光热电站的云层预测、镜场优化、故障预警等方面展现出应用价值。浙江中控太阳能与阿里云合作的“AI+光热智能运维平台”入选工信部2024年人工智能与实体经济深度融合创新项目，通过AI云层预测和镜场优化，实现电站效率提升。国家电投黄河公司开发的“数字孪生光热电站系统”可提高设备故障预警准确率，降低运维成本。AI与光热的深度融合，正在成为提升电站效益、降低运营成本的重要驱动力。
4、光热发电行业发展趋势
（1）技术趋势：高温、高效、长时
根据国家相关能源技术创新规划，光热发电技术将持续向更高参数、更高效率、更长储热时长方向发展。超临界二氧化碳布雷顿循环技术被列为重点攻关方向，可将热电转换效率提升至50%以上。储热技术方面，固体混凝土储热、相变储热等新型储热方式正在研发验证，有望进一步降低储热成本。国家科技部重点研发计划持续支持光热相关课题，推动关键技术突破。同时，智能化技术加速渗透，为光热电站全生命周期性能提升提供支撑。
（2）开发模式趋势：一体化、多能互补、跨界融合
《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》强调“推动光热发电与风电、光伏发电一体化建设和多能互补”。在沙戈荒大基地建设中，“光热+光伏+风电”一体化项目已成为主流开发模式。未来开发模式将更加强调与交通、工业等基础设施的协同，例如在清洁能源运输走廊沿线布局光热电站，实现能源与交通融合发展，形成“光热+”的综合能源供给体系。
（3）场景拓展趋势：从发电向多领域延伸
工信部等六部门《关于推动能源电子产业发展的指导意见》提出探索光热发电与工业供汽、海水淡化、绿氢制备等耦合发展。《工业领域碳达峰实施方案》明确支持用太阳能热替代燃煤锅炉，石油、化工、纺织等行业成为重点拓展方向。国务院办公厅国办发〔2025〕37号文进一步拓宽了光热应用边界：为交通领域电动重卡提供绿电直供，参与虚拟电厂、车网互动等新业态。国际层面，光热被列为中沙可再生能源合作重点领域，中国企业有望开拓中东、北非等海外市场。
（4）AI融合趋势：从辅助到核心
随着国家能源局数字化智能化政策的推进，AI技术正从边缘辅助向光热电站核心生产环节渗透。AI云层预测可提升短时辐照预测精度，实现镜场优化调度；数字孪生平台实现电站实时映射与故障预警；智能巡检机器人降低人工运维成本。预计“十五五”期间，AI技术将全面融入光热电站的设计、建设、运营全流程，形成“智能光热”新范式，助力实现《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出的“技术国际领先”目标。
（5）政策机制趋势：市场化、多元化、国际化
《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出“完善光热发电价格政策”“研究建立光热发电与风电、光伏发电协同发展的市场机制”。容量电价机制研究已进入结题阶段，有望为光热提供稳定收益预期。国家能源局《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》明确将光热纳入调频、备用等辅助服务主体。生态环境部将发电行业纳入全国碳排放权交易市场，光热电站可通过出售碳配额获得额外收益。国际标准方面，清洁能源应用场景政策提出“推进绿色能源国际标准和认证机制建设”，助力光热技术和装备“走出去”，培育具有国际竞争优势的新产业。
5、光热发电行业主要壁垒构成
光热发电主要壁垒构成
资料来源：普华有策
北京普华有策信息咨询有限公司《“十五五”光热发电产业深度研究及趋势前景预判报告》从行业定义入手，梳理了光热发电从“十一五”技术攻关到“十五五”规模化发展的历程，重点解读了“十四五”以来国家发改委、能源局等发布的系列政策，特别是2025年12月《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》确立的2030年1500万千瓦装机目标。报告分析了当前技术水平与产业链格局，结合2025年中央经济工作会议关于“新质生产力”的部署及国务院办公厅场景开放政策，识别了AI智能运维、工业供汽、光热制氢等新场景机遇。通过竞争格局剖析和核心驱动因素分析，预判了“十五五”期间市场前景与投资方向，为投资者和企业提供决策参考。
目录
第一章 核心摘要
1.1 报告结论总览：光热发电的“冷”与“热”
1.2 关键数据：装机容量、度电成本（LCOE）变化趋势及市场规模预测
1.2.1 “十四五”期间核心数据复盘（2021-2025）
1.2.2 “十五五”期间关键指标预测（2026-2030）
1.3 核心观点：从“发电量”到“调节能力”的价值重估
1.4 创新亮点：AI赋能、场景拓展与跨界融合的前沿判断
第二章 行业概述
2.1 定义与原理：太阳能热发电的技术本质
2.2 与光伏发电的对比分析：物理形态、输出特性及电网支撑能力的根本区别
2.2.1 出力特性对比：昼夜互补性与波动性分析
2.2.2 并网友好性对比：转动惯量与电压支撑能力
2.3 光热发电的产业链图谱：从聚光镜场到储热系统的价值分布
2.3.1 上游：原材料与核心部件（反射镜、吸热管、储热介质）
2.3.2 中游：系统集成与EPC
2.3.3 下游：电站运营与电力销售
第三章 行业发展环境分析（PEST）
3.1 政策环境（Political）
3.1.1 国家战略层面：能源安全与双碳目标的顶层设计
3.1.2 产业政策层面：上网电价、财政补贴与税收优惠演变
3.1.3 地方政策层面：西北各省光热项目扶持政策对比
3.2 经济环境（Economic）
3.2.1 宏观经济与电力需求增长的相关性分析
3.2.2 融资环境：绿色信贷、碳中和债对光热项目的支持
3.2.3 电力市场化改革对光热收益模式的影响
3.3 社会环境（Social）
3.3.1 公众对清洁能源的认知度与接受度
3.3.2 西部地区就业拉动与乡村振兴的协同效应
3.4 技术环境（Technological）
3.4.1 全球光热技术专利布局与研发热点
3.4.2 中国光热技术国产化进程与国际差距
第四章 技术路线深度对比与趋势
4.1 四大技术路线现状
4.1.1 槽式：最成熟的商业化路径及其局限性
4.1.1.1 导热油传热技术特点
4.1.1.2 槽式镜场布置与土地利用率分析
4.1.2 塔式：大型化、高参数的主流选择
4.1.2.1 吸热器技术：外露式与腔式吸热器对比
4.1.2.2 定日镜控制技术：从传统算法到AI优化追日
4.1.3 线性菲涅尔式：低成本路线的适用场景
4.1.4 碟式：分布式供能的潜在应用
4.2 关键技术瓶颈突破
4.2.1 高温储热技术
4.2.1.1 熔盐储热的优化：二元盐、三元盐配比研究
4.2.1.2 新型储热路线：固体储热、混凝土储热、相变储热
4.2.2 吸热介质：从导热油向熔盐/空气/粒子的演进
4.2.3 智能化运维：基于数字孪生的镜场优化调度
4.2.3.1 基于AI的云层预测与镜场预判控制
4.2.3.2 无人值守运维技术探索
4.3 前沿技术布局（四级标题示例）
4.3.1 超临界CO₂布雷顿循环
4.3.1.1 技术原理与效率优势分析
4.3.1.2 国内外研发进展与商业化预期
4.3.2 光热+光伏+风电的多能互补集成优化技术
4.3.2.1 多能源联合调度算法
4.3.2.2 基于AI的能量管理系统（EMS）开发
第五章 全球及中国发展概况
5.1 全球光热发电行业发展现状
5.1.1 全球累计装机容量及区域分布（2015-2025）
5.1.2 重点国家市场分析
5.1.2.1 西班牙：存量市场运营经验
5.1.2.2 美国：技术创新与项目重启
5.1.2.3 中东与北非：光热+光伏综合能源基地崛起
5.1.2.4 智利：南美市场的开拓先锋
5.1.3 全球市场特点与发展趋势
5.2 中国光热发电行业发展现状
5.2.1 中国光热发电发展历程（从示范项目到基地化开发）
5.2.2 中国累计/新增装机容量及增长率（2015-2025）
5.2.3 中国已建/在建重点项目盘点
5.2.4 中国在全球市场中的地位与角色
第六章 产业政策与规划深度解读
6.1 “十四五”光热发电政策复盘
6.1.1 首批光热示范项目政策效果评估
6.1.2 沙戈荒大基地光热配储政策要求汇总
6.2 “十五五”规划前瞻与衔接
6.2.1 国民经济与社会发展十五五规划建议相关要点解读
6.2.2 能源领域十五五规划预判：光热的战略定位
6.2.3 可再生能源中长期发展规划中的光热份额
6.3 重要会议精神融入
6.3.1 2025年12月中央经济工作会议精神对能源行业的指引
6.3.1.1 “绿色低碳”与“能源安全”的平衡要求
6.3.1.2 对新质生产力在能源领域应用的部署
6.3.2 全国能源工作会议对光热发电的具体工作要求
第七章 行业特征与供需数据分析
7.1 行业生命周期判断
7.2 行业进入壁垒
7.2.1 技术壁垒
7.2.2 资金壁垒
7.2.3 资源壁垒（光照、土地、水）
7.2.4 人才壁垒
7.3 供需数据分析
7.3.1 供给侧：核心设备产能与供应能力分析
7.3.2 需求侧：在建/拟建项目需求测算
7.3.3 供需平衡表与价格传导机制
第八章 上游原料及设备供应分析
8.1 聚光系统
8.1.1 反射镜市场：玻璃镜 vs 高分子膜镜
8.1.2 跟踪驱动装置：回转减速器市场格局
8.2 集热/吸热系统
8.2.1 高温吸热管市场：国产替代进程
8.2.2 吸热器材料：耐高温合金供应
8.3 储热系统
8.3.1 熔盐市场：硝酸钠/硝酸钾供需与价格走势
8.3.2 储罐与换热器：关键设备制造能力
8.4 常规岛设备
8.4.1 汽轮机组：光热专用汽轮机技术特点
第九章 下游应用市场需求分析
9.1 发电侧应用：大型能源基地
9.1.1 沙戈荒大基地市场规模测算
9.1.2 多能互补一体化项目需求分析
9.2 工业供热/供蒸汽应用（新场景拓展）
9.2.1 石油开采领域：稠油热采光热替代
9.2.2 化工园区：清洁蒸汽供应解决方案
9.2.3 食品/纺织等轻工业：中低温工业热应用
9.3 海水淡化与离网供能（前沿场景）
9.3.1 光热+海水淡化技术耦合
9.3.2 偏远地区/岛屿的离网光热供能系统
9.4 绿色燃料生产（前沿布局）
9.4.1 光热制氢：高温热化学制氢技术
9.4.2 光热制甲醇/合成氨：绿氢衍生品
第十章 细分市场与区域结构分析
10.1 按技术路线细分市场
10.1.1 塔式光热市场份额及前景
10.1.2 槽式光热市场份额及前景
10.1.3 线性菲涅尔/碟式市场份额及前景
10.2 按应用场景细分市场
10.2.1 发电市场（集中式并网）
10.2.2 工业热利用市场（分布式/准分布式）
10.3 区域结构分析
10.3.1 西北地区
10.3.1.1 青海：光热资源与项目集群
10.3.1.2 甘肃：大基地规划与建设进展
10.3.1.3 新疆：资源优势与政策支持
10.3.1.4 内蒙古：沙戈荒基地核心区
10.3.2 华北地区：河北、山西的探索性项目
10.3.3 西南地区：西藏、川西高海拔光热潜力
10.3.4 东北/华南/华中地区：资源条件与可行性分析
10.3.5 各区域光热发电经济性对比（LCOE区域差异）
第十一章 市场竞争格局分析
11.1 市场集中度分析
11.1.1 中国光热EPC市场CR5/CR10份额
11.1.2 核心设备细分领域集中度
11.2 波特五力模型分析
11.2.1 供应商议价能力
11.2.2 购买者议价能力
11.2.3 新进入者威胁
11.2.4 替代品威胁（光伏配储、抽水蓄能等）
11.2.5 行业内竞争现状
11.3 SWOT分析
11.3.1 优势（Strengths）
11.3.2 劣势（Weaknesses）
11.3.3 机会（Opportunities）
11.3.4 威胁（Threats）
11.4 竞争格局演进趋势
11.4.1 央企主导下的“国家队”与民企专业分工
11.4.2 国际竞争与合作：中国企业走出去的机会
第十二章 重点企业深度研究（可按需定制）
12.1 国内主要EPC/集成商
12.1.1 首航高科
12.1.1.1 企业概述与发展历程
12.1.1.2 核心竞争力分析（技术路线、项目经验）
12.1.1.3 经营情况分析（财务数据、在建项目）
12.1.1.4 企业占有率及市场地位
12.1.1.5 前沿布局（如超临界CO₂、光热制氢）
12.1.2 浙江中控太阳能
12.1.2.1 企业概述与发展历程
12.1.2.2 核心竞争力分析（塔式技术、熔盐储热）
12.1.2.3 经营情况分析
12.1.2.4 企业占有率及市场地位
12.1.2.5 前沿布局（AI+光热、智能运维）
12.1.3 中国电建/中国能建下属设计院与工程公司
12.1.3.1 企业概述与业务板块
12.1.3.2 核心竞争力分析（EPC总包能力、资源整合）
12.1.3.3 典型项目案例
12.1.3.4 在光热领域的战略定位
12.2 核心设备供应商
12.2.1 反射镜/吸热管重点企业分析
12.2.2 熔盐供应商分析
12.2.3 汽轮机供应商（东方电气、哈尔滨电气、上海电气）
12.3 下游电站投资/运营商
12.3.1 国家能源集团/国家电投/华能/华电/大唐
12.3.1.1 光热项目储备与开发策略
12.3.1.2 运营项目经验与效益分析
第十三章 驱动因素与发展前景预测
13.1 行业驱动因素分析
13.1.1 政策驱动：双碳目标倒逼能源结构调整
13.1.2 经济驱动：LCOE下降带来的平价上网预期
13.1.3 技术驱动：储能时长与效率提升
13.1.4 电网驱动：对长时储能和转动惯量的刚性需求
13.2 市场规模预测（2026-2030）
13.2.1 中国累计/新增装机容量预测（基准/乐观/保守场景）
13.2.2 中国光热发电市场规模（投资额）预测
13.2.3 全球主要区域市场增量预测
13.3 细分领域市场前景预测
13.3.1 储热系统市场空间预测
13.3.2 核心设备（镜场、吸热器）市场空间预测
13.3.3 工业供热/供蒸汽场景市场潜力预测
13.4 技术发展趋势预测
13.4.1 下一代光热技术商业化时间表
13.4.2 AI与数字化在光热全产业链的应用渗透率预测
第十四章 投资分析
14.1 投资机遇识别
14.1.1 产业链价值洼地：国产化替代空间大的环节
14.1.2 模式创新机遇：“光热+”综合能源服务
14.1.3 新兴市场机遇：海外“一带一路”沿线国家
14.2 投资策略建议
14.2.1 短期策略（1-2年）：聚焦核心设备与EPC
14.2.2 中期策略（3-5年）：布局储热系统与运维服务
14.2.3 长期策略（5年以上）：关注前沿技术与跨界融合（光热制氢、超临界CO₂）
14.3 主要壁垒与风险提示
14.3.1 政策风险：补贴退坡与电力市场不确定性
14.3.2 技术风险：新技术产业化不及预期
14.3.3 市场风险：光伏配储成本快速下降带来的挤压
14.3.4 运营风险：光照资源波动与设备可靠性
14.3.5 融资风险：高初始投资与回报周期长的矛盾
第十五章 研究结论与建议
15.1 研究结论总结
15.1.1 关于行业定位的结论
15.1.2 关于技术路线的结论
15.1.3 关于市场前景的结论
15.2 对政府层面的建议
15.2.1 完善容量电价/辅助服务市场机制
15.2.2 加大技术研发与示范项目支持
15.2.3 统筹规划光热与新能源基地的协同发展
15.3 对企业层面的建议
15.3.1 对上游供应商的建议
15.3.2 对中游集成商的建议
15.3.3 对下游投资运营商的建议
15.4 对投资机构的建议
