当前，我国电力系统正处从“以火电为主”向“以新能源为主体”加速演进的关键阶段。风电、光伏装机和发电占比持续提升，在推动能源结构低碳化的同时，也对电网安全稳定运行提出更高要求：一上，新能源出力波动性、随机性较强，用电高峰与新能源出力曲线并不完全匹配；另一方面，传统火电长期承担调峰、调频、备用以及提供转动惯量、无功支撑等功能，随着其出力减少或逐步退出，需要新的低碳电源补位，保障电力系统的可靠性与灵活性。日前北京举行的第十一届中国能源发展与创新大会上，浙江可胜技术股份有限公司总裁兼总工程师徐能围绕上述挑战提出判断：实现碳中和，关键不只是扩大发电端的“绿色电量”，更要构建支撑高比例新能源运行的“绿色能力”。他认为，光热发电凭借“可调、可储、可支撑”的技术特性，具备成为电网友好型低碳电源的潜力，有望在新能源大基地建设和电力系统调节中发挥更大作用。问题在于，高比例新能源系统究竟需要怎样的“替代能力”。随着新能源渗透率提升，电网调峰缺口、惯量支撑不足、无功与电压稳定等问题更加突出。传统解决方案多依赖“新能源+电化学储能+调相机”等组合补齐短板，但在长时储能、系统支撑能力和全生命周期成本各上仍有优化空间。徐能表示，光热发电本质上是先将太阳能转化为热能，再通过热机转换发电，由聚光、集热、储换热和发电等环节构成，可一定程度上实现“发电与储能一体化”，并具备较强调节能力，可为电网提供转动惯量、无功支撑等关键服务，这类能力在低碳电源中相对稀缺。原因在于，技术路线与产业选择正在趋于集中。光热发电主要包括槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式等路线，其中熔盐塔式因效率、成本与规模化潜力等因素，逐步成为新建项目的重要方向。业内统计显示，截至2025年底，我国光热发电累计装机中塔式占比约74.5%，在建项目中塔式占比约84.5%。这意味着产业链、工程经验和设备制造正围绕主流路线加速沉淀，有利于更摊薄成本、提升可靠性并形成更强的标准化能力。影响体现在对新能源消纳与电力市场运行的双重支撑。一上，光热机组可通过储热系统实现相对稳定、可计划的出力，一定时间内“移峰填谷”，提升风光电量消纳水平，降低弃风弃光风险；另一上，光热发电通常能够晚高峰等电价较高时段出力，有利于参与电力市场化交易，形成兼顾系统价值与经济性的商业模式。徐能提出，评价光热发电不宜仅与光伏度电成本作简单对比，更应从系统价值出发，与具备等效外特性的“光伏+电化学储能+调相机”组合对标，综合考量其调节、支撑与储能的替代效应。对策上，行业重点关注降本路径与机制完善。数据显示，首批示范项目曾经历度电成本较高阶段。以青海中控德令哈50MW项目为代表的早期示范工程，上网电价为1.15元/度。随着技术迭代和规模提升，2024年下半年青海优选的3座大容量独立光热电站，合理机制电价模式下，上网电价已降至0.55元/度。徐能表示，在装机规模仅约1.7GW的情况下实现约50%的成本下降，说明光热产业仍处于快速学习曲线阶段。下一步要进一步释放潜力，需要更稳定政策与机制预期，推动技术标准化、设计施工模块化，提升运维能力，并加快高温熔盐等关键技术升级，支撑规模化复制与融资成本下降。前景上，徐能预计，“十五五”期间政策、技术与产业链协同作用下，国内光热发电度电成本有望降至0.45元/度以下。若成本进一步下探并与峰段交易电价形成更好匹配，光热发电的市场竞争力将持续增强。围绕应用场景，他提出三上方向：其一，独立光热电站参与电力市场交易，作为系统调峰与灵活性电源的重要补充；其二，在新能源外送与大基地建设中承担绿色调节支撑角色，逐步替代部分煤电调节功能；其三，面向算力中心等高载能行业，探索高比例绿电供给与稳定用能解决方案，服务新型基础设施绿色化发展。企业层面，可胜技术介绍称已实现光热核心技术自主可控，累计拥有500余项专利及软件著作权，其中发明专利占比超过三分之二，并参与牵头制定多项国际、国内及行业标准；截至目前其光热涉及的业绩超过2GW，计划在“十五五”期间继续加大研发与工程化投入，推动行业规模化与成本下降。
在全球能源转型进程中，光热发电的技术突破不仅关乎能源结构优化，也是构建新型电力系统的重要选项。随着技术进步与成本下降形成正向循环，此清洁能源有望从“潜力”走向“规模化应用”，为我国实现“双碳”目标提供支撑。其发展路径也表明，能源转型需要在技术创新之外，更重视系统能力建设，才能更有效应对高比例新能源带来的新问题。