当前，我国新能源装机快速增长，风电、光伏发电受气象条件影响波动较大，对电网的调节能力、备用容量和稳定运行提出更高要求。
在此背景下，兼具调峰电源与长时储能属性的光热发电，正在从示范探索走向规模化布局，成为构建新型电力系统的重要选项之一。
问题层面看，新能源占比提升带来的“电源侧波动性”与“系统侧调节资源不足”矛盾日益突出。
在部分地区，白天光伏出力集中、晚高峰负荷攀升叠加风电随机性增强，易出现弃风弃光与保障供电并存的结构性矛盾。
与传统抽水蓄能、化学储能等方式相比，光热发电通过熔盐等介质实现储热，具备较长放电时长和相对稳定的连续出力能力，可在日内乃至跨时段提供调峰支撑，并在一定条件下提供接近常规电源的系统服务能力。
原因层面，一方面，政策导向更加明确。
国家发展改革委、国家能源局近期印发的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，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；技术达到国际领先并实现完全自主可控，行业迈向自主市场化、产业化发展。
另一方面，技术和产业基础持续夯实。
国家能源主管部门数据显示，我国已掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流技术路线，并形成较为完善的产业链体系。
过去10年间，光热电站单位千瓦建设成本由约3万元降至1.5万元左右，度电成本降至0.6元上下，规模化发展的经济性正在改善。
影响层面，光热发电的价值不只体现在“多发电”，更在于“发得稳、可调节”。
在高比例新能源场景下，系统对可调节电源的需求会随新能源占比提升而上升。
光热电站可通过储热系统在新能源出力高时“储能”，在负荷高或新能源出力低时“释能”，对提升新能源消纳、减少弃电、增强电力供应韧性具有现实意义。
以青海德令哈50兆瓦光热示范电站为例，相关企业介绍，该项目作为我国较早的大型商业化光热项目，近年来利用小时数保持行业前列，在提供清洁基荷与调峰能力方面积累了工程经验。
行业人士指出，随着电力现货市场和辅助服务市场推进，光热在提供容量、调峰、备用等系统价值方面的可计量、可交易空间有望进一步打开。
对策层面，制约光热进一步扩张的核心仍是成本与规模的“相互牵制”。
当前建设成本相对偏高、关键装备与材料仍需持续突破、项目开发对资源禀赋和消纳条件要求较高，导致部分地区投资决策较为谨慎。
对此，政策文件提出要逐步推广高参数大容量技术，稳步推进30万千瓦等级大型光热电站建设，并加快关键技术、材料与装备研发，提升核心技术自主化和关键装备国产化水平。
同时，通过产业集聚与协同发展促进降本增效，完善上下游协作机制，推动产业链强链补链。
业内建议，下一步应集中力量在高效聚光吸热与换热、规模化长时高温储热、能量高效转换、高灵活性机组运行以及智慧化控制等领域攻关，尽快形成可复制、可推广的工程方案与供应体系；在市场机制上，探索更加匹配光热系统价值的电价与容量补偿、辅助服务交易规则，引导投资从“单一电量收益”转向“电量+系统服务”综合收益。
前景层面，光热发电的发展或将呈现“以资源区为主、与风光协同、以系统价值定价”的路径。
在日照资源较好且新能源外送或本地消纳条件具备的地区，光热与风光打捆配置、形成稳定绿色电源组合，有望在一定程度上承担传统煤电机组的调节与支撑功能，为区域电源结构低碳转型提供更具可持续性的替代方案。
随着30万千瓦等级项目逐步推进、关键装备国产化率提升以及工程经验积累带来的规模效应，光热度电成本进一步下降仍有空间。
综合判断，光热发电在新型电力系统中的定位，将从“示范补充”逐步向“支撑型清洁电源”转变，其发展速度取决于技术降本进度、产业协同效率以及电力市场对系统价值的有效定价。
光热发电的发展前景取决于技术创新和产业协同的深度融合。
当前，我国已具备较强的技术基础和产业基础，关键是要通过持续的科技攻关和产业链优化，进一步降低成本、提升效率。
随着新型电力系统建设的推进和绿色能源转型的加快，光热发电必将在我国能源结构优化中发挥越来越重要的作用，成为实现"双碳"目标的重要力量。