“东数西算”推进五年，西部算力集群越建越大，一个矛盾也越来越突出：数据中心需要7×24小时不断电，还得是绿电。光伏、风电够便宜，但靠天吃饭；配2—4小时电化学储能，只够平抑日内短时波动，填不上昼夜缺口。自带长时熔盐储热、可平稳调度的光热发电，由此进入视野。

2025年12月，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》（发改能源〔2025〕1645号），首次明确鼓励光热发电作为支撑调节电源，与算力中心等新型高载能产业结合，探索算力电力协同、绿电直连等新业态。政策开了口子，光热真能顶上去吗？

光热的三重价值：长时储热、同步机组、可调度

西部算力枢纽的绿电需求，已从“用得上绿电”升级为“持续用绿电”。如下图，目前落地的算电协同项目，供电侧清一色是风光加短时储能：

表：国内典型算电协同项目概况

共同点在于：电源侧以光伏、风电为主，储能配置以2—4小时为主，满足的是“白天多发电、低谷少用电”的日内平衡，支撑不了算力集群全天候连续供电。

而熔盐光热电站与风光锂电的本质差异，在于它是“长时储能+同步机组+可调度发电”三者合一的电源，恰好对应算力供电的三类需求。

价值1：长时储热破解昼夜供电断档。国内商业化熔盐光热电站储热时长以8—12小时居多，在建新项目大多在14小时以上：

表：国内不同时期典型熔盐光热电站储热时长配置

8—15小时的储热，意味着白天可把太阳能存成热能，夜间、阴天继续稳定发电，与算力负荷全天候运行的用电曲线天然匹配。

价值2：同步机组稳定电网与机房电压频率。光热靠汽轮机组并网，自带转动惯量、一次调频、无功调压等能力，可化解高比例新能源并网带来的电压频率波动。

放到算力中心这个场景里看，这一特性尤为关键。智算集群对供电电压和频率的敏感度高于常规负荷，而光热同步机组提供的惯量与电压支撑，是纯电力电子接口的风光锂电在物理机制上无法替代的。

价值3：可调度、可溯源，适配绿电认证。光热出力曲线平滑可控、发电时序数据清晰可追溯，正好匹配算力中心绿电认证、碳足迹核算的标准化要求，缓解风光波动造成的绿电溯源难题。

光热怎么和算力“搭伙”：机制与前提

从能源结构和运行逻辑来看，光热其实并不是替代风光锂电，而是补位。理想的运行方式是“双向互补”：

日间风光大发时段，光热压低自身出力，让低价风光绿电优先直供算力负荷；富余的风光电，通过电加热装置转成热能存进熔盐罐，相当于给风光“托底消纳”。

夜间和风光低谷时段，熔盐储热系统释能发电，稳定承接算力基础负荷。负荷侧再配合调度：把非实时训练、数据存储等可迁移任务，集中排到光热高出力时段，形成“电源适配负荷、负荷跟随电源”的节奏。

但这套机制的成立有一个前提：光热主动让出发电空间，等于放弃部分发电收益。要让“让渡”可持续，必须有容量补偿或辅助服务机制为调节价值付费。技术可行不是瓶颈，制度设计才是。

工程端的探索已经出现。可胜技术近期公开提出的德令哈350MW算力中心离网型一体化电源方案（光热+风电+光伏+热泵+燃煤补燃+电化学储能），通过冗余UPS与柴发配置，可靠性可达算力中心A级标准，综合度电成本约0.331元/千瓦时，为光热参与算电协同提供了首个可测算的工程样本。

规模化落地需要跨过三道坎

截至目前，尚未出现光热电站作为主供或直供电源、与算力中心形成常态化联合调度机制的投运项目，哈密、青海等地已实现光热与算力集群同域布局，但光热的直接联动角色仍处于规划验证阶段。

青海光热产业起步早，已落地首批绿电直连算力试点项目，绿色算力规划明确提出依托光热长时储热，破解风光供电不稳、煤电碳排放高的痛点；但光热直供算力的一体化示范工程尚未落地。

哈密具备光热资源与算力产业叠加优势：区域内中国能建哈密50MW熔盐塔式光热电站（位于伊吾县淖毛湖镇，国家首批光热示范项目）配置13小时储热，同时落地规模化算力集群——但光热电站与算力园区仍相互独立，既无直供链路、也无联合调度机制。

规模化落地还卡在三个关口：

经济性仍然偏弱。据国家能源局、水电水利规划设计总院等披露的最新数据，光热单位千瓦造价已降至约1.5万元，仍是集中式光伏（约3200元/千瓦）的4—5倍；LCOE约0.57—0.6元/千瓦时。

但要注意比较口径：拿2—4小时短时储能的成本去对标光热8—15小时的长时储热能力并不公平，光热真正要对标的是“光伏+长时储能+电网支撑”的整套组合方案。

资源区位受限。光热对太阳能辐照条件要求苛刻，优质资源高度集中于西部一类资源区；能同时满足优质辐照与大型算力枢纽落地的区域有限。

配套机制缺位。顶层政策已明确光热可通过容量补偿、辅助服务兑现调节价值，但算电协同场景下的专项调度规则、收益分摊机制尚未出台，光热长时储能与电网支撑的复合价值，还没有成熟的量化变现通道。

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整体来看，现阶段算电协同的主流仍将是“风光+锂电”，但随着光热发电技术迭代、成本下行（政策目标：到2030年光热总装机力争1500万千瓦、度电成本与煤电基本相当），以及电力市场、算电协同配套机制的完善，光热有望从算力中心的“备选项”变为“可选项”，成为西部绿色算力迭代的重要支撑。